RESOLUCION RJD-141-2015
San José, a las dieciséis horas con treinta minutos del veintisiete de
julio del dos mil quince
METODOLOGÍA TARIFARIA ORDINARIA PARA EL SERVICIO DE GENERACIÓN DE
ENERGÍA
ELÉCTRICA BRINDADO POR OPERADORES PÚBLICOS Y COOPERATIVAS DE
ELECTRIFICACIÓN RURAL
EXPEDIENTE OT-090-2015
RESULTANDO
I. Que mediante el oficio 36-CDR-2015 del 23 de marzo del 2015, la
Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, presenta la
propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio
de generación de energía eléctrica brindado por operadores públicos y
cooperativas de electrificación rural" (folios 02 al 64).
II. Que mediante el oficio 196-SJD-2015, la Secretaría de la Junta Directiva
de la Autoridad Reguladora, comunica el acuerdo 13-13-2015 del acta de la
sesión ordinaria celebrada el 26 de marzo del 2015, en donde dispone solicitar
a la Dirección General de Atención al Usuario que proceda a publicar la
convocatoria a audiencia pública de la propuesta "Metodología tarifaria
ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica brindado por
operadores públicos y cooperativas de electrificación rural",
en períodicos circulación nacional y el diario
oficial La Gaceta.
III. Que el 17 de abril del 2015 se pública la convocatoria a audiencia
pública en los diarios de circulación nacional: Diario Extra y La Nación
(folios 74 al 75).
IV. Que el 20 de abril del 2015 se pública la convocatoria a audiencia
pública en La Gaceta Nº 75 (folio 76).
V. Que el 14 de mayo del 2015, mediante el oficio 1612-DGAU-2015, la
Dirección General de Atención al Usuario de Aresep
remitió a la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, el
informe de oposiciones y coadyuvancias (folios 554 al
555).
VI. Que mediante el oficio 90-CDR-2015, del 08 de julio del 2015, la
Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación remitió el informe
final sobre la propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el
servicio de generación de energía eléctrica brindado por operadores
públicos y cooperativas de electrificación rural".
VII. Que el 22 de Julio de 2015, mediante el oficio 102-CDR-2015, la
Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, rindió informe
donde se dio respuesta a las oposiciones y coadyuvancias
presentadas en la audiencia pública.
VIII. Que mediante el oficio 519-SJD-2015, la Secretaría de Junta Directiva
remitió a la Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria para su
análisis la propuesta remitida en el oficio 090-CDR-2015, indicada en el
resultando anterior. (Folio 556)
IX. Que mediante el oficio 695-DGAJR-2015 del 23 de julio de 2015 la
Dirección General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, emitió el criterio sobre
la propuesta de "Metodología tarifaria ordinaria para el
servicio de generación de energía eléctrica brindado poroperadores públicos y cooperativas de electrificación
rural".
X. Que se han realizado las diligencias útiles y necesarias para el dictado
de la presente resolución.
CONSIDERANDO:
I. Que en cuanto a las oposiciones presentadas en la
audiencia pública, se tiene como respuesta el oficio 102-CDR-2015, emitido por
la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación, que consta a
folios 564 al 627 del expediente administrativo
II. Que de conformidad con los resultandos y considerandos que preceden y de
acuerdo con el mérito de los autos, lo procedente es: 1- Aprobar la "Metodología
tarifaria ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica
brindado por operadores públicos y cooperativas de electrificación rural".2-
Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia pública
realizada el 12 de mayo del 2015, lo señalado en el oficio 102-CDR-2015 emitido
por la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación y agradecer
la valiosa participación de todos en este proceso. 3- Instruir a la Dirección
General del Centro de Desarrollo de la Regulación, notificar el oficio
102-CDR-2015 donde constan las respuestas a las oposiciones presentadas en la
audiencia pública. 4- Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que
proceda a realizar la respectiva publicación de esta metodología en el Diario
Oficial La Gaceta.5- Instruir a la Secretaría de Junta Directiva para que
proceda a realizar la notificación de la presente resolución a las partes.
III. Que en sesión 35-2015 del 27 de julio de 2015, la Junta Directiva de la
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, sobre la base de la propuesta
remitida mediante oficio 090-CDR- 2015, así como del oficio 695-DGAJR-2015 del
23 de julio de 2015, acordó, entre otras cosas y con carácter de firme, dictar
la presente resolución.
POR TANTO:
Con fundamento en las facultades conferidas en la Ley N° 7593 y sus
reformas, en la Ley General de la Administración Pública N° 6227, en el Decreto
Ejecutivo N° 29732-MP, que es el Reglamento a la Ley N° 7593, y en el
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y su Órgano Desconcentrado.
LA JUNTA DIRECTIVA DE LA AUTORIDAD REGULADORA DE
LOS SERVICIOS PÚBLICOS
RESUELVE
I. Aprobar la "Metodología tarifaria ordinaria para el servicio de
generación de energía eléctrica brindado por operadores públicos y cooperativas
de electrificación rural", conforme al oficio 090- CDR-2015 del
Centro de Desarrollo de la Regulación y al criterio 695-DGAJR-2015 de la Dirección
General de Asesoría Jurídica y Regulatoria, tal y como se detalla a
continuación:
"METODOLOGÍA TARIFARIA ORDINARIA PARA EL
SERVICIO DE GENERACIÓN DE
ENERGÍA ELÉCTRICA
BRINDADO POR OPERADORES
PÚBLICOS Y COOPERATIVAS
DE ELECTRIFICACIÓN
RURAL"
(...)
ABREVIATURAS
AFNORP Activo Fijo Neto en
Operación Revaluada Promedio
Aresep Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
BCCR Banco Central de Costa
Rica
CAPM Modelo de Valuación de
Activos Capital
CCSS Caja Costarricense de
Seguro Social
CDR Centro de Desarrollo de
la Regulación
CGR Contraloría General de
la República
CNFL Compañía Nacional de
Fuerza y Luz
DSE Dirección Sectorial de
Energía
ESPH Empresa de Servicios
Públicos de Heredia
ICE Instituto Costarricense
de Electricidad
IE Intendencia de Energía
INEC Instituto Nacional de
Estadística y Censos
IPC Índice de Precios al
Consumidor
JASEC Junta Administradora
del Servicio Eléctrico de Cartago
kW Kilowatt
kWh Kilovatio hora
Mideplan Ministerio de Planificación Nacional y Política
Económica
MINAE Ministerio de
Ambiente y Energía
NIIF Normas Internaciones
de Información Financiera
Plan
Nacional de Desarrollo y de Inversión
Pública (PNDIP)(*)
(*)(Nota de Sinalevi: Así
modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley
N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de
Inversión Pública, aprobado mediante decreto
ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)")
PNE Plan Nacional de
Energía
SNE Servicio Nacional de
Electricidad
WACC Modelo de costo
promedio ponderado del capital
I. RESUMEN
Esta metodología se aplicará para los procesos de fijación tarifaria
ordinaria correspondientes al servicio de generación de electricidad que
prestan todos los operadores públicos y cooperativas de electrificación rural,
que brinden ese servicio y que son regulados por la Aresep.
Mediante esta metodología se calcula el ajuste porcentual a establecer en las
fijaciones para el servicio antes mencionado, que se establecerá durante el
lapso de fijación ordinaria correspondiente.
La metodología define un conjunto de fórmulas y criterios con los cuales
se va a obtener el ajuste porcentual requerido para compensar el cambio en el
total de los costos y de la expansión en infraestructura eléctrica. Lo anterior
permite considerar la demanda vegetativa y la expansión del suministro
eléctrico, bajo las condiciones de calidad establecidas, para el período en que
estará vigente la tarifa. En ese sentido, la metodología no contempla el
establecimiento de la estructura tarifaria y la definición de la tarifa final a
operadores y para cada uno de los usuarios del servicio de generación. Se
determina el ajuste porcentual requerido que deberá posteriormente distribuirse
de conformidad con lo que técnicamente determine la Intendencia de Energía (IE)
entre las diferentes tarifas y bloques de acuerdo a la estructura tarifaria.
La presente metodología no se aplica para la determinación de precios de
referencia para las ventas de electricidad producida por generadores privados,
para lo cual existen otras metodologías tarifarias vigentes.
Mediante la aprobación y aplicación de esta metodología, se busca
contribuir al logro de los siguientes objetivos:
1. Sistematizar y formalizar el conjunto de métodos que se emplean para
las fijaciones tarifarias ordinarias correspondientes al servicio de generación
de electricidad que regula la Aresep.
2. Definir esos métodos de manera detallada, rigurosa y clara, con el
propósito de brindar más transparencia a los procedimientos de fijación
tarifaria en que se emplea, y de facilitar la rendición de cuentas de la Aresep ante los actores involucrados en tales
procedimientos.
3. Introducir mejoras y actualizaciones del procedimiento de fijación
ordinaria antes mencionado, en los siguientes aspectos:
Estimación del costo de capital propio (CAPM).
Unificar los períodos de tiempo empleados en el cálculo de estimaciones
para las diferentes variables que componen la estimación de los ingresos.
Adicionalmente, establecer como requerimiento un análisis de corte estructural
de las series de tiempo utilizadas.
Establecer los períodos de tiempo que se emplean para el cálculo de
promedios, en donde se utilicen variables como índices de precios y tipo de
cambio.
Homologar criterios para el tratamiento de las variables que intervienen
en el cálculo de ajuste tarifario ordinario del sistema de generación de
energía eléctrica.
Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo del ajuste
tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización del
cálculo con valores reales. En este sentido, el monto resultante se liquida en
el nuevo proceso de fijación tarifaria.
El modelo general para determinar el ajuste porcentual a reconocer en
las fijaciones ordinarias para el servicio de generación eléctrica, se basa en
el enfoque regulatorio de tasa de retorno. El enfoque establece que la tarifa a
definir debe ser suficiente para generar los ingresos que permitan al operador
cubrir los costos totales, asociados al servicio que se regula, bajo
condiciones de calidad establecidas, además de garantizar un monto sobre el
capital invertido denominado rédito para el desarrollo que depende de la tasa
de rédito y la base tarifaria. La tasa de rédito se calcula mediante el modelo
de costo promedio de capital (WACC por sus siglas al inglés).
La presente propuesta metodológica define el procedimiento a seguir para
el cálculo de los siguientes componentes: a) ingresos totales, b) costos
totales, c) rédito para el desarrollo, d) base tarifaria, e) período de
aplicación, f) monto total de ajuste tarifario, y g) ajuste porcentual.
II. ANTECEDENTES
La metodología para las fijaciones ordinarias de tarifas para el
servicio de generación de electricidad que regula la Aresep
está basada en el enfoque regulatorio de Tasa de Retorno. En su formulación
básica, es la misma que utilizó el extinto Servicio Nacional de Electricidad
(SNE) para el propósito mencionado. Esta metodología no ha sido aprobada
mediante resolución del Regulador General o de la Junta Directiva, y su
legitimación se ha producido a partir de su uso a lo largo de los años. Los
documentos oficiales en los que consta la aplicación de esta metodología son
las resoluciones que establecen las respectivas fijaciones tarifarias, y la
información sobre esos procesos de fijación tarifaria es la que se encuentra en
los respectivos expedientes.
En el actual período de administración de la Aresep,
se ha venido ejecutando una estrategia orientada a sistematizar y actualizar
aquellas metodologías tarifarias que se vienen utilizando desde la época en que
existió el SNE y que no han sido aprobadas por la Junta Directiva. Como parte
de ese esfuerzo, en el año 2013 el Regulador General asignó al Centro de
Desarrollo de la Regulación (CDR) la tarea de sistematizar las metodologías
tarifarias ordinarias correspondientes a los servicios de generación,
transmisión y distribución de electricidad.
El CDR organizó la ejecución de la citada tarea en tres proyectos
distintos, cada uno de los cuales se enfoca en uno de los servicios
mencionados. El proyecto de desarrollo de la metodología ordinaria para el
servicio de generación de electricidad se inició a principios del segundo
semestre del 2013. Suresultado es la propuesta que se
presenta en este informe.
III. JUSTIFICACIÓN
La metodología
tarifaria ordinaria para el servicio de generación de energía eléctrica para
operadores públicos y cooperativas de electrificación rural, se dirige al
cumplimiento de los siguientes principios y valores regulatorios:
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
1. Bienestar de las personas: la Autoridad Reguladora orientará el
ejercicio de sus competencias hacia la promoción activa de un creciente
bienestar para la población del país, al fomentar condiciones óptimas de
cantidad, calidad, continuidad, oportunidad y confiabilidad en la provisión de
los servicios públicos.
2. Servicio al costo: Principio que determina la forma de fijar las
tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen
únicamente los costos necesarios para prestar el servicio ,
que permitan una retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de
la actividad, de acuerdo con lo que establece el artículo 31.
3. Regulación eficiente: en el cumplimiento de los objetivos de la
regulación, se impulsará el desarrollo de los modelos y prácticas de regulación
que impongan el mínimo costo directo e indirecto a los prestadores de servicios
públicos, los usuarios de esos servicios y la sociedad en su conjunto.
4. Transparencia: Los procesos de regulación deben ser conocidos y
abiertos a la participación de los ciudadanos, y deben conducir a decisiones
bien fundamentadas, que se basen en reglas claras cuya aplicación sea congruente.
Por medio de un proceso institucional de rendición de cuentas, los usuarios,
los regulados y las instituciones de control y fiscalización deben tener acceso
a las decisiones sobre temas regulatorios y sobre el manejo de recursos
públicos que se tomen en el nivel de dirección y general en todos los niveles
de la organización.
Con esta propuesta, se busca solventar las
siguientes necesidades:
1. Sistematizar y formalizar el procedimiento metodológico que se emplea
en la definición del ajuste porcentual a establecer en las fijaciones
tarifarias ordinarias para el servicio degeneración de energía eléctrica. Lo
anterior se realiza considerando:
a. La definición y establecimiento de los procesos a seguir para el
cálculo del monto de ajuste porcentual tarifario a aplicar: i-) cálculo de
ingresos totales, ii-) cálculo de costos totales, iii-) cálculo del rédito para
el desarrollo, iv-) período de aplicación y v-) cálculo del monto y porcentaje
de ajuste tarifario.
b. El contar con procedimientos metodológicos claros, transparentes y
replicables para el cálculo de ingresos totales, costos totales, rédito para el
desarrollo y ajuste tarifario.
c. El contar con las fórmulas requeridas para el cálculo de las
variables incorporadas en la obtención del porcentaje de ajuste requerido por
el servicio de generación de energía eléctrica.
2. Uniformar el procedimiento metodológico que se ha establecido en las
diferentes fijaciones tarifarias para el servicio de generación eléctrica,
tanto para cada operador particular del servicio como entre los diferentes
operadores. Con ese propósito:
a. Se realiza una unificación de criterios y procedimientos, para
homogenizar el procedimiento metodológico que se ha establecido en diferentes
fijaciones tarifarias, para el servicio de generación eléctrica, en cada
operador.
b. Se unifican y estandarizan los criterios metodológicos, a utilizar en
la definición del porcentaje de ajuste tarifario, entre los operadores públicos
y cooperativas de electrificación rural. Esto permite aplicar el mismo
procedimiento metodológico para el mismo servicio, independientemente de la
naturaleza del operador público o cooperativas de electrificación rural.
3. Actualizar la forma de cálculo para la estimación del costo de
capital propio (CAPM). Al respecto conviene considerar lo siguiente:
a. La fuente de información empleada en los últimos años para la
estimación del costo de capital propio en operadores públicos ha sido la
publicada por el profesor Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de Internet http://www.stern.nyu.edu/~adamodar
b. A partir del 2014, Damodaran realiza un
cambio en la forma de publicar el beta desapalancado, siendo una de las variables que se
consideran en el cálculo del CAPM. Deja de publicar los valores del beta desapalancado para el
sector específico de energía eléctrica y ahora pública un valor para el sector
denominado "Utility General".
c. Es necesario establecer y formalizar procedimientos claros para la
obtención del CAPM mediante Damodaran.
4. Establecer criterios homogéneos para el cálculo de proyecciones, el
uso de variables económicas, y el uso de información financiera y contable.
Ello incluye la definición de los períodos a emplear en las proyecciones y en
el cálculo de valores promedio.
5. Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo del ajuste
tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización del
cálculo con valores reales; lo anterior una vez que se requiera un nuevo
proceso o solicitud de fijación tarifario ordinario. En este sentido, el monto
resultante se liquida en el nuevo proceso de fijación tarifaria.
6. Establecer un
mayor grado de flexibilidad en las tarifas al usuario final del sistema de
generación, específicamente en las tarifas de usuarios directos, que promueva
la eficiencia, la competitividad del sector y la atracción de inversiones.
(Así adicionado el punto anterior mediante
resolución RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
5. Establecer un mayor
grado de flexibilidad en las tarifas al usuario final del sistema de
generación, específicamente en las tarifas de usuarios directos, que promueva
la eficiencia, la competitividad del sector y la conservación y atracción de
inversiones.
(Así adicionado el punto anterior mediante
resolución RE-0120-JD-2025
del 2 de setiembre del
2025))
IV. MARCO LEGAL
1. Competencias de la Autoridad Reguladora
para establecer metodologías tarifarias
La Ley N° 7593 transformó al Servicio Nacional de Electricidad (SNE) en
una institución autónoma denominada Autoridad Reguladora de los Servicios
Públicos (Aresep), con personalidad jurídica y
patrimonio propio, así como, autonomía técnica y administrativa, cuyo objetivo
primordial es ejercer la regulación de los servicios públicos establecidos en
el artículo 5 de dicha Ley.
Respecto a dicha función regulatoria de la Aresep,
la Procuraduría General de la República se ha pronunciado estableciendo lo
siguiente:
" (.)
1.-La fijación de las tarifas y la posición de la Procuraduría
La función reguladora es una técnica de intervención de los poderes
públicos en el mercado, que entraña un control continuo sobre una actividad, a
fin de hacer prevalecer el interés público sobre el interés privado (dictamen
N. C-250-99 de 21 de diciembre de 1999).
La fijación tarifaria se inscribe dentro de la técnica reguladora. En
efecto, la regulación se traduce en control de tarifas y de servicios, lo cual
se justifica por el interés público presente en los servicios públicos. La
tarifa debe cubrir los costos del servicio y permitir un normal beneficio o
utilidad para el prestatario del servicio. Permítasenos la siguiente cita:
"Una de esas leyes, unánimemente aceptada hoy, puede formularse
así: las tarifas de los servicios públicos deben corresponder a los costes
reales del mismo, lo que significa que el conjunto de los ingresos procedentes
del mismo debe cubrir el conjunto de los costes razonables que sean necesarios
para producirlo. Con ello se afirma, de una parte, que los precios no deben
alejarse de los costes medios por unidad de producto, incluyendo en estos, como
es lógico, un normal beneficio para los inversores; de otra parte, se quiere
decir que los costes deben ser sufragados por los usuarios, no por los
accionistas, ni por los contribuyentes, ni por la economía en su conjunto
recurriendo a préstamos inflacionistas de la banca central; en tercer lugar, se
quiere decir también que la tarifa debe cubrir los costes y nada más que los
costes: es un error económico y un dislate jurídico que la tarifa se convierta
en un cajón de sastre donde cabe cualquier cosa: una exacción fiscal encubierta,
una subvención a terceros, una protección arancelaria o cualquier otra
finalidad ajena al servicio...Así pues, el principio esencial que debe presidir
toda política de tarifas es el principio del coste real y total del
servicio...". G, ARIÑO: Economía y sociedad, Marcial Pons, Madrid,1993,
p.334. La cursiva es del original.
La función de regulación es confiada a la ARESEP por el artículo 5 de la
Ley N° 7593 de 9 de agosto de 1996. La Autoridad Reguladora ostenta, entonces,
el poder de imponer a los concesionarios del servicio público las reglas que
deben seguirse para la fijación de la tarifa o del ajuste tarifario. En
concreto, las tarifas que podrán cobrar a los usuariospor
la prestación del servicio.
(.)" Dictamen C-329 del 4
de diciembre de 2002.
Asimismo, la Sala Primera de la Corte Suprema
de Justicia, que en lo que interesa, ha manifestado:
"[.] V.-Fijaciones tarifarias. Principios regulatorios. En los contratos de
concesión de servicio público (dentro de estos el de transporte remunerado de
personas), de conformidad con lo estatuido por los artículos 5, 30 y 31 de la
Ley no. 7593, corresponde a la ARESEP fijar las tarifas que deben cancelar los
usuarios por su prestación. Ese cálculo, ha de realizarse conforme al principio
del servicio al costo, en virtud del cual, según lo señalado por el numeral 3
inciso b) de la Ley no. 7593, deben contemplarse únicamente los costos
necesarios para prestar el servicio, que permitan una retribución competitiva y
garanticen el adecuado desarrollo de la actividad. Para tales efectos, el
ordinal 32 ibidem establece una lista enunciativa de
costos que no son considerados en la cuantificación económica. A su vez, el
numeral 31 de ese mismo cuerpo legal establece pautas que también precisan la
fijación, como es el fomento de la pequeña y mediana empresa, ponderación y
favorecimiento del usuario, criterios de equidad social, sostenibilidad
ambiental, eficiencia económica, entre otros. El párrafo final de esa norma
expresa que no se permitirán fijaciones que atenten contra el equilibrio
financiero de las entidades prestatarias, postulado que cumple un doble
cometido. Por un lado, se insiste, dotar al operador de un medio de retribución
por el servicio prestado que permita la amortización de la inversión realizada
para prestar el servicio y obtener la rentabilidad que por contrato le ha sido
prefijada. Por otro, asegurar al usuario que la tarifa que paga por el
transporte obtenido sea el producto de un cálculo matemático en el cual se
consideren los costos necesarios y autorizados, de manera tal que se pague el
precio justo por las condiciones en que se brinda el servicio público. Este
aspecto lleva a que el proceso tarifario constituya una armonía entre ambas
posiciones, al punto que se satisfagan los derechos de los usuarios, pero
además el derecho que se deriva del contrato de concesión, de la recuperación
del capital y una ganancia justa. Por ende, si bien un principio que impregna
la fijación tarifaria es el de mayor beneficio al usuario, ello no constituye
una regla que permita validar la negación del aumento cuando técnicamente
proceda, siendo que en esta dinámica debe imperar un equilibrio justo de
intereses, lo que logra con un precio objetivo, razonable y debido. En su
correcta dimensión implica un servicio de calidad a un precio justo. Con todo,
el incremento tarifario dista de ser un fenómeno automático. Está sujeto a un
procedimiento y su viabilidad pende de que luego del análisis técnico, se
deduzca una insuficiencia económica. En este sentido, la ARESEP se constituye
en la autoridad pública que, mediante sus actuaciones, permite la concreción de
esos postulados que impregnan la relación de transporte público. Sus
potestades excluyentes y exclusivas le permiten establecer los
parámetros económicos que regularan (sic) el contrato, equilibrando el
interés del operador y de los usuarios." (Véase sentencia No. 577 de las 10 horas 20
minutos del 10 de agosto de 2007). (Lo no es original). Ver en igual sentido,
la sentencia 005-2008 de las 9:15 horas del 15 de abril de 2008, dictada por el
Tribunal Contencioso Administrativo, Sección Sexta.
De esa forma, la Aresep es el ente competente
para fijar las tarifas y precios de conformidad con las metodologías que ella
misma determine y velar por el cumplimiento de las normas de calidad, cantidad,
confiabilidad, continuidad, oportunidad y prestación óptima de los servicios
públicos que enumera el artículo 5 de la Ley N° 7593.
El procedimiento para tal efecto, es el de la audiencia pública,
establecido en el artículo 36 de la Ley N° 7593, que dispone:
Artículo 36. Asuntos que se someterán a audiencia pública.
Para los asuntos indicados en este artículo, la Autoridad Reguladora
convocará a audiencia, en la que podrán participar las personas que tengan
interés legítimo para manifestarse. Con ese fin, la Autoridad Reguladora
ordenará publicar en el diario oficial
La Gaceta y en dos periódicos de circulación nacional, los asuntos que
se enumeran a continuación:
a) Las solicitudes de autorización de generación de fuerza eléctrica de acuerdo
con la Ley N.° 7200, de 28 de setiembre de 1990, reformada por la Ley N.° 7508,
de 9 de mayo
de 1995.
(.)
d) La formulación o revisión de los modelos de fijación de precios y
tarifas, de conformidad con el artículo 31 de la presente Ley.
Para estos casos, todo aquel que tenga interés legítimo podrá presentar
su oposición o coadyuvancia, por escrito o en forma
oral, el día de la audiencia, momento en el cual deberá consignar el lugar
exacto o el número de fax, para efectos de notificación por parte de la ARESEP.
En dicha audiencia, el interesado deberá exponer las razones de hecho y de
derecho que considere pertinentes.
La audiencia se
convocará una vez admitida la petición y si se han cumplido los requisitos
formales que establece el ordenamiento jurídico. Para este efecto, se publicará
un extracto en el diario oficial La Gaceta y en dos periódicos de circulación
nacional, con veinte (20) días naturales de anticipación a la celebración de la
audiencia.
Tratándose de una
actuación de oficio de la Autoridad Reguladora, se observará el mismo
procedimiento.
(...) ."
En el ejercicio de esas competencias regulatorias, se debe considerar lo
dispuesto en la Ley N° 7593 y su reglamento, de dicha Ley es preciso observar
específicamente los artículos 1, 3, 4, 5, 9, 24, 31 y 32, así como el artículo
16 de la Ley General de la Administración Pública, que a continuación se
transcriben:
La Ley Nº 7593, Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
establece:
"Artículo 1. Transformación.
(.) La Autoridad
Reguladora no se sujetará a los lineamientos del Poder Ejecutivo en el
cumplimiento de las atribuciones que se le otorgan en esta Ley; no obstante,
estará sujeta al Plan nacional de desarrollo, a lo planes sectoriales
correspondientes y a las políticas
sectoriales que dicte el Poder Ejecutivo" .
"Artículo 3. Definiciones.
Para efectos de esta ley, se definen los siguientes conceptos:
a) Servicio Público. El que por su importancia para el desarrollo
sostenible del país sea calificado como tal por la Asamblea Legislativa, con el
fin de sujetarlo a las regulaciones de esta ley.
b) Servicio al costo: principio que determina la forma de fijar las
tarifas y los precios de los servicios públicos, de manera que se contemplen
únicamente los costos necesarios para prestar el servicio, que permitan una
retribución competitiva y garanticen el adecuado desarrollo de la actividad, de
acuerdo con lo que establece el artículo 31.
(.)"
"Artículo 4. Objetivos.
(.)
e) Coadyuvar con los entes del Estado, competentes en la protección del
ambiente, cuando se trate de la prestación de los servicios regulados o del
otorgamiento de concesiones.
(.)"
"Artículo 5. "Funciones.
En los servicios públicos definidos en este artículo, la Autoridad
Reguladora fijará precios y tarifas (.). Los
servicios públicos antes mencionados son:
a) Suministro de energía eléctrica en las etapas de generación,
transmisión, distribución y comercialización.
(.)"
"Artículo 9. Concesión o permiso.
(.) La Autoridad
Reguladora continuará ejerciendo la competencia que la Ley No. 7200 y sus
reformas, del 28 de setiembre de 1990, le otorgan al Servicio Nacional de
Electricidad.
(.)"
"Artículo 24. Suministro de información.
A solicitud de la Autoridad Reguladora, las entidades reguladas
suministrarán informes, reportes, datos, copias de archivo y cualquier otro
medio electrónico o escrito donde se almacene información financiera, contable,
económica, estadística y técnica relacionada con la prestación del servicio
público que brindan. Para el cumplimiento exclusivo de sus funciones, la
Autoridad Reguladora tendrá la potestad de inspeccionar y registrar los libros
legales y contables, comprobantes, informes, equipos y las instalaciones de los
prestadores."
"Artículo 31. Fijación de tarifas y precios.
Para fijar las tarifas y los precios de los servicios públicos, la
Autoridad Reguladora tomará en cuenta las estructuras productivas modelo para
cada servicio público, según el desarrollo del conocimiento, la tecnología, las
posibilidades del servicio, la actividad de que se trate y el tamaño de las
empresas prestadoras. (...)
Los criterios de equidad social, sostenibilidad ambiental, conservación
de energía y eficiencia económica definidos en el Plan nacional de desarrollo,
deberán ser elementos centrales para fijar las tarifas y los precios de los
servicios públicos. No se permitirán fijaciones que atenten contra el
equilibrio financiero de las entidades prestadoras del servicio público.
La Autoridad Reguladora deberá aplicar modelos de ajuste anual de tarifas,
en función de la modificación de variables externas a la administración de los
prestadores de los servicios, tales como inflación, tipos de cambio, tasas de
interés, precios de hidrocarburos, fijaciones salariales realizadas por el
Poder Ejecutivo y cualquier otra variable que la Autoridad Reguladora considere
pertinente.
De igual manera, al fijar las tarifas de los servicios públicos, se
deberán contemplar los siguientes aspectos y criterios, cuando resulten
aplicables:
a) Garantizar el equilibrio financiero.
b) El reconocimiento de los esquemas de costos de los distintos
mecanismos de contratación de financiamiento de proyectos, sus formas
especiales de pago y sus costos efectivos; entre ellos, pero no limitados a
esquemas tipo B: (construya y opere, o construya, opere y transfiera, BOO), así
como arrendamientos operativos y/o arrendamientos financieros y cualesquiera
otros que sean reglamentados.
c) La protección de los recursos hídricos, costos y servicios ambientales."
"Artículo 32. Costos sin considerar.
No se aceptarán costos de las empresas reguladas:
a) Las multas que les sean impuestas por incumplimiento de las
obligaciones que establece esta ley.
b) Las erogaciones innecesarias o ajenas a la prestación del servicio
público.
c) Las contribuciones, los gastos, las inversiones y deudas incurridas
por actividades ajenas a la administración, la operación o el mantenimiento de
la actividad regulada.
d) Los gastos de operación desproporcionados en relación con los gastos
normales de actividades equivalentes.
e) Las inversiones rechazadas por la Autoridad Reguladora por
considerarlas excesivas para la prestación del servicio público.
f) El valor de las facturaciones no cobradas por las empresas reguladas,
con excepción de los porcentajes
técnicamente fijados por la Autoridad Reguladora."
Ley General de la Administración Pública establece:
"Artículo 16.-
1. En ningún caso podrán dictarse actos contrarios a reglas unívocas de
la ciencia o de la técnica, o a principios elementales de justicia, lógica o
conveniencia.
2. El Juez podrá controlar la conformidad con estas reglas no jurídicas
de los elementos discrecionales del acto, como
si ejerciera contralor de legalidad."
2. Competencia de la Junta Directiva para emitir las metodologías
La Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos,
al tenor de lo establecido en el artículo 6, inciso 2), sub inciso c) del
Reglamento Interno de Organización y Funciones de la Autoridad Reguladora de
los Servicios Públicos y sus órganos desconcentrados se encuentra facultada
para dictar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los diversos
mercados. Dicho reglamento vigente, fue publicado en La Gaceta No. 105, del 3
de junio de 2013 y establece lo siguiente:
"Artículo 6. Junta Directiva.
Le corresponde definir la orientación estratégica y las políticas
internas que permitan a la Aresep ejercer las
potestades y competencias establecidas en el ordenamiento jurídico. Es el
superior jerárquico del Consejo de la Sutel y del
Auditor Interno y Subauditor.
Cuando así lo requiera, la Junta Directiva contará con asesores
especializados y con el apoyo de las demás dependencias de la Institución, de
conformidad con las funcionesque les asigna este
reglamento.
Tiene las siguientes funciones:
(.)
16. Aprobar las metodologías regulatorias que se aplicarán en los
diversos sectores regulados bajo su competencia.
(.)"
En la Ley Nº 7593:
"Artículo 45. Órganos de la Autoridad Reguladora.
La Autoridad Reguladora tendrá los siguientes
órganos:
a) Junta Directiva.
b) Un regulador general y un regulador general adjunto.
c) Superintendencia de Telecomunicaciones (SUTEL).
d) La Auditoría Interna.
La Junta Directiva, el regulador general, el regulador general adjunto y
los miembros de la SUTEL, ejercerán sus funciones y cumplirán sus deberes en
forma tal, que sean concordantes con lo establecido en el Plan nacional de
desarrollo, en los planes de desarrollo de cada sector, así como con las
políticas sectoriales correspondientes.
(.)"
De conformidad con lo anteriormente expuesto, resulta claro que la Junta
Directiva de la Autoridad Reguladora, es la competente para emitir las
metodologías tarifarias de los servicios públicos regulados incluyendo el de
suministro de energía eléctrica en sus etapas de generación, transmisión,
distribución y comercialización; para lo cual deberá seguir el procedimiento de
audiencia pública en el garantice la participación ciudadana y para la emisión
de las mismas deberá observar el principio de servicio al costo, las reglas de
la ciencia y la técnica y las disposiciones generales emitidas en el Plan
Nacional de Desarrollo, relativas al sector eléctrico.
Una vez que se ha determinado el marco jurídico que respalda el
ejercicio de la función regulatoria por parte de la Aresep
y de su facultad para emitir metodologías que le permitan la fijación de
tarifas, es preciso observar el servicio público cuya metodología nos ocupa.
3. Regulación del servicio de suministro de energía eléctrica en Costa
Rica
Tratándose del sector eléctrico en Costa Rica, se observa que éste se
caracteriza por una amplia participación del Estado en los ámbitos de
políticas, planificación, regulación y operación. La definición de políticas y
planes nacionales referentes a este sector, que orientan las acciones de los agentes,
corresponde a la Dirección Sectorial de Energía (DSE), perteneciente al
Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), que elabora el Plan Nacional de
Energía -PNE- (actualmente, rige el VI Plan Nacional de Energía 2012-2030), y
el Ministerio de Planificación Nacional y Política Económica, con el Plan Nacional de Desarrollo y de Inversión Pública (PNDIP)(*). Asimismo, la labor
de regulación (incluida la fijación de tarifas) del servicio de suministro de
energía eléctrica en todas sus etapas, está a cargo de la Autoridad Reguladora
de los Servicios Públicos (Aresep), según el artículo
5 inciso a) la Ley N° 7593.
(*)(Nota de Sinalevi: Así
modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley
N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de
Inversión Pública, aprobado mediante decreto
ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)")
La prestación de dicho servicio público, como cualquier otro, amerita
por parte de la Aresep, la fijación de tarifas en sus
diversas etapas, ello de conformidad con la normativa aplicable y las
metodologías que se establezcan al efecto.
En cuanto al servicio de suministro de energía eléctrica, la Aresep debe realizar su labor también con vista en el
Reglamento Sectorial de Servicios Eléctricos (Decreto Nº 29847-MP-MINAE-MEIC del
19 de noviembre de 2001), que dispone lo siguiente:
"Artículo 1º. Campo de aplicación. Este Reglamento
define y describe las condiciones principales en que debe suministrarse el
servicio eléctrico, en condiciones normales de explotación.
Su aplicación es obligatoria para las empresas eléctricas que se
encuentren establecidas en el país o que llegaren a establecerse bajo régimen
de concesión, de conformidad con las leyes correspondientes.
Las condiciones aquí estipuladas pueden ser ampliadas y detalladas parcial
o totalmente por los términos del contrato de prestación del servicio, suscrito
entre el abonado y la empresa o entre empresas, previa autorización de la
Autoridad Reguladora, siempre y
cuando no se afecten las condiciones del servicio a terceros."
"Artículo 2º. Objeto. El presente Reglamento define y dispone las
condiciones generales bajo las cuales se ejercerá la regulación del servicio
eléctrico que brindan las empresas a
los abonados y usuarios, en las áreas técnicas y económicas."
El sistema de suministro eléctrico, comprende el conjunto de medios y
elementos útiles para la generación, la transmisión (transporte), la
distribución y la comercialización de la energía eléctrica.
La etapa de generación de energía eléctrica consiste en transformar alguna
clase de energía primaria(química, cinética, térmica o
lumínica, entre otras), en energía eléctrica, mediante instalaciones
denominadas centrales eléctricas.
Son diversas las fuentes que se pueden emplear para generar energía
eléctrica, entre las que encontramos:
A partir de la energía liberada en forma de calor, normalmente la
combustión de combustibles fósiles, como petróleo, gas natural o carbón se
produce energía termoeléctrica.
Mediante la radiación solar, se genera energía solar fotovoltaica.
A través de la energía cinética generada por efecto de las corrientes de
aire o vibraciones que el viento, se produce la energía eólica.
Mediante el aprovechamiento del calor del interior de la tierra, se
genera energía geotérmica.
Con el aprovechamiento de las energías cinética y potencial de la
corriente del agua, saltos de agua o mareas, se produce energía hidroeléctrica.
A partir de energía nuclear, se produce energía eléctrica.
Por su parte, la etapa de transmisión de energía eléctrica consiste en
transportar a través de grandes distancias, mediante una red constituida por
los elementos necesarios para llevarla hasta los puntos de consumo, la energía
eléctrica generada en las centrales eléctricas. Y finalmente, la etapa de
distribución de energía eléctrica consiste en suministrar la energía eléctrica,
mediante una red o sistema de distribución, desde la subestación de
distribución hasta los usuarios finales.
Además de las anteriores etapas, también puede darse la comercialización
de energía eléctrica, que es realizada por los diversos participantes del
sector que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren
energía para su venta a los consumidores, a otros sujetos del sistema o para
realizar operaciones de intercambio internacional.
Dependiendo de la etapa en la que se encuentre el servicio de suministro
de energía eléctrica, así será la intervención de los diversos participantes
del sector, y conforme a ello, la Aresep fijará las
tarifas.
4. Participantes y sustento legal que los habilita como prestadores del
servicio
Analizando cada una de las etapas, es posible observar que son diversos
los agentes participantes en el servicio de suministro de energía eléctrica. La
participación de cada uno de ellos, en alguna de las etapas dichas (o incluso
en todas), se encuentra debidamente sustentada en una ley específica o en su
efecto la concesión que les habilita para prestar el servicio público, regulado
por la Aresep y sujeto a las tarifas establecidas por
ésta.
En la etapa de generación, se tiene que los participantes son tanto del
sector público, como del sector privado, a saber:
El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) que es el mayor
generador del país (de conformidad con las Leyes 449 y 8660).
Las empresas privadas (de conformidad con las Ley N° 7200 y 7508).
Las empresas de servicios públicos municipales (según la Ley N° 8345).
Hasta el momento tienen dicha condición, solamente la Empresa de Servicios
Públicos de Heredia -ESPH- (de conformidad con las Leyes N° 5889 y 7789) y la
Junta Administrativa del Servicio Eléctrico Municipal de Cartago- JASEC- (según
las leyes N° 7799 y 8345).
La Compañía Nacional de Fuerza y Luz -CNFL, S.A.- (de conformidad con el
Contrato Eléctrico del 8 de abril de 1941 -Contrato- ley 2, modificado por la
Ley 4197 y 4977).
Las cooperativas de electrificación rural, bajo la figura de
asociaciones o consorcios formados por dichas cooperativas (según las leyes N°
7200 y 8345), a saber: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz, R.
L., Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos, R. L., Cooperativa de
Electrificación Rural de los Santos, R. L., Cooperativa de Electrificación
Rural de Guanacaste, R. L., Consorcio Nacional de Empresas de Electrificación
de Costa Rica, R. L. (CONELÉCTRICAS, R. L.), constituido por las asociaciones
cooperativas listadas anteriormente.
De forma específica, las normas que sustentan lo anterior son:
Ley de Creación del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), Ley
N° 449:
"Artículo 1º.- Créase el Instituto
Costarricense de Electricidad, en adelante llamado el Instituto, al cual se
encomienda el desarrollo racional de las fuentes productoras de energía física
que la Nación posee, en especial los recursos hidráulicos.
La responsabilidad fundamental del Instituto, ante los costarricenses
será encauzar el aprovechamiento de la energía hidroeléctrica con el fin de
fortalecer la economía nacional y promover el mayor bienestar del pueblo de
Costa Rica."
Ley de Fortalecimiento y Modernización de las Entidades Públicas del
Sector Telecomunicaciones, Ley N° 8660:
Artículo 2.- Objetivos de la Ley
Son objetivos de esta Ley:
a) Fortalecer, modernizar y dotar al Instituto Costarricense de
Electricidad (ICE), a sus empresas y a sus órganos adscritos, de la legislación
que le permita adaptarse a todos los cambios en el régimen legal de generación
y prestación de los servicios de electricidad, así como de las
telecomunicaciones, infocomunicaciones, productos y
servicios de información y demás servicios en convergencia.
(.)"
Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela, Ley N°
7200:
"Artículo 1.- Definición.
Para los efectos de esta Ley, se define la generación autónoma o
paralela como la energía producida por centrales eléctricas de capacidad
limitada, pertenecientes a empresas privadas o cooperativas que puedan ser
integradas al sistema eléctrico nacional.
La energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos
sólidos municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá
ser adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) o la
Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las tarifas aprobadas por
el Servicio Nacional de Electricidad (SNE)(*)."
Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las
Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional, Ley N°
8345:
"Artículo 1º.- La presente Ley establece el marco jurídico
regulador de las siguientes actividades:
a) La concesión para el aprovechamiento de las fuerzas que puedan
obtenerse de las aguas de dominio público del territorio nacional, al amparo de
lo dispuesto en el inciso 14) del Artículo 121 de la Constitución Política, a
las asociaciones cooperativas de electrificación rural, a consorcios formados
por estas y a empresas de servicios públicos municipales.
b) La generación, distribución y comercialización de energía eléctrica
por parte de los sujetos indicados en el inciso anterior, utilizando recursos
energéticos renovables y no renovables en el territorio nacional, al amparo de
la Ley Nº 7593, de 9 de agosto de 1996."
Ley Constitutiva de Empresa de Servicios Públicos de Heredia (ESPH), Ley
N° 5889:
"Artículo 1.- Constitución, fines.
Créase la "Empresa de Servicios Públicos de Heredia", con sede
en la ciudad de Heredia, con plenas facultades para prestar servicios de agua
potable, alcantarillado sanitario, evacuación de aguas pluviales, lo mismo que
generación y distribución de energía eléctrica y alumbrado público en el cantón
central de Heredia, y en los cantones circunvecinos de ésta, si así lo
solicitan las municipalidades respectivas, siempre y cuando no estén servidas
por otras instituciones públicas.
El patrimonio de esta empresa pertenecer a las municipalidades que se
adhieran a la misma, en proporción a lo
aportado por cada una de ellas."
Reforma Junta Administrativa del Servicio Eléctrico de Cartago JASEC,
Ley N° 7799:
"Artículo 2.- JASEC es una persona jurídica de derecho
público, de carácter no estatal, con plena capacidad jurídica, patrimonio
propio y autonomía financiera, administrativa y técnica en el cumplimiento de
sus deberes y queda facultada para prestar los servicios que define el artículo
5 de la Ley de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, excepto los
servicios de transmisión de datos y los señalados en el inciso b) de dicha ley,
deberá contar con la concesión respectiva cuando sea necesario.
(.)"
Como puede notarse, cada uno de los participantes en el sector eléctrico
en cualquiera de las etapas del suministro del servicio en cuestión, sea éste
privado o público, cuenta con un respaldo legal que le permite tal
participación.
De acuerdo con la normativa citada, la Ley N° 7593 y su reglamento, con
el Reglamento Sectorial de Servicios, con las normas técnicas dictadas por la Aresep, y con las metodologías que se emitan al respecto,
la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, regula la prestación del
servicio de suministro de energía eléctrica en Costa Rica, por parte de los sujetos
autorizados para ello.
V. ALCANCES Y LIMITACIONES
Esta metodología se aplicará para las fijaciones tarifarias ordinarias
correspondientes al servicio de generación de electricidad que prestan los
operadores públicos y cooperativas de electrificación rural. Mediante esta
metodología, se calcula el ajuste porcentual a reconocer en las fijaciones para
el servicio antes mencionado, que se establecerá durante el lapso de fijación
ordinaria correspondiente.
La metodología define el
ajuste porcentual requerido para compensar el cambio en los costos y en la
demanda y, por tanto, en los costos totales e inversiones del servicio regulado
para el período en que estará vigente la tarifa. En ese sentido, la metodología
no contempla el establecimiento del procedimiento de la estructura tarifaria,
la definición de la tarifa puntual a los operadores y la definición de la
tarifa máxima a los usuarios directos del servicio. Se determina el ajuste
porcentual requerido que deberá posteriormente distribuirse de conformidad con
lo que técnicamente determine la IE entre las diferentes tarifas y bloques de
acuerdo con la estructura tarifaria. Las tarifas máximas considerarán criterios
para fomentar la eficiencia y la competitividad, así como la conservación y
atracción de inversiones.
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0120-JD-2025
del 2 de setiembre del
2025))
Una vez definidas las
tarifas máximas para los usuarios directos del servicio, es potestad del
prestador definir las reglas comerciales y técnicas con las que se establecerá
el precio final, basado en elementos objetivos de la política pública, tales
como las metas nacionales y sectoriales del "Plan Nacional de Desarrollo e
Inversión Pública" vigente, el "Plan Nacional de Descarbonización"
y otras políticas públicas aplicables, así como la "Política
Regulatoria" emitida por la Junta Directiva de ARESEP; garantizando la no
discriminación entre usuarios con las mismas condiciones, de conformidad con la
Ley N°. 7593.
(Así adicionado el
párrafo anterior mediante resolución RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0120-JD-2025
del 2 de setiembre del
2025))
La presente metodología no se aplica para la determinación de precios de
referencia para las ventas de electricidad producida por generadores privados,
para lo cual existen otras metodologías tarifarias vigentes.
VI. OBJETIVOS DE LA METODOLOGÍA
Mediante la aprobación y aplicación de esta metodología, se busca contribuir
al logro de los siguientes objetivos:
1. Sistematizar y formalizar el conjunto de métodos que se emplean en el
presente para las fijaciones ordinarias, correspondientes al servicio de
generación de electricidad que regula la Aresep.
2. Definir esos métodos de manera detallada, rigurosa y clara, con el
propósito de brindar más transparencia a los procedimientos de fijación
tarifaria en que se emplea, y de facilitar la rendición de cuentas de la Aresep ante los actores involucrados en tales procedimientos.
3. Introducir mejoras y actualizaciones del procedimiento de fijación
ordinaria antes mencionado, en los siguientes aspectos:
Estimación del costo de capital propio (CAPM).
Definición de la fuente de información financiera a utilizar en el
cálculo del CAPM.
Unificar los períodos de tiempo empleados en el cálculo de estimaciones
para las diferentes variables que componen la estimación de los ingresos.
Adicionalmente, establecer como requerimiento un análisis de corte estructural
de las series de tiempo utilizadas.
Establecer los períodos de tiempo que se emplean para el cálculo de
promedios en donde se utilicen variables como índices de precios y tipo de
cambio.
Homologar criterios para el tratamiento de las variables que intervienen
en el cálculo de ajuste tarifario ordinario del sistema de generación de
energía eléctrica.
Estimar las desviaciones existentes entre el cálculo del ajuste
tarifario resultante del uso de valores estimados y la actualización del
cálculo con valores reales. En este sentido, el monto resultante se liquida en
el nuevo proceso de fijación tarifaria.
4. Obtener una estimación del ajuste porcentual requerido para compensar
el cambio en los costos y en la demanda y, por tanto, en los costos totales e
inversiones del servicio regulado para el período en que estará vigente la
nueva fijación tarifaria.
5. Establecer un mayor
grado de flexibilidad en las tarifas a los usuarios finales del sistema de
generación, específicamente en las tarifas de usuarios directos, que fomente la
eficiencia y la competitividad del sector, así como la conservación y atracción
de inversiones.
(Así adicionado el
párrafo anterior mediante resolución RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
(Así reformado el párrado
anterior mediante resolución RE-0120-JD-2025 del
2 de setiembre del 2025))
VII. DEFINICIÓN DE LA METODOLOGÍA TARIFARIA
1. MODELO GENERAL
El modelo general para determinar el ajuste porcentual por reconocer en
las fijaciones ordinarias para el servicio de generación eléctrica requiere del
cálculo de los siguientes componentes: a) ingresos totales, b) costos totales,
c) rédito para el desarrollo, d) base tarifaria, e) período de aplicación, y f)
monto y ajuste tarifario. La distribución del ajuste porcentual por tipo de
tarifa se hará de conformidad con lo que técnicamente determine la Intendencia
de Energía (IE). El modelo establece que la tarifa debe ser suficiente para
generar los ingresos que permitan al operador cubrir los costos totales
asociados al servicio que se regula - bajo condiciones de calidad establecidas
- y además garantizar un monto sobre el capital invertido, denominado rédito
para el desarrollo, que depende de la tasa de rédito y la base tarifaria, de la
siguiente forma:
Donde:
IT = Ingresos totales. Incluye los ingresos por venta de energía y otros
ingresos que generan los operadores producto del servicio (ver fórmula 10).
COMA = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración,
así como otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio
(ver apartado 3 sección VII).
R = Tasa de rédito para el desarrollo (ver apartado 4 sección VII).
BT = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo Neto en Operación
Revaluado promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo (ver apartado 5 sección
VII).
La aplicación del modelo establecido en la fórmula 1 requiere del
cálculo, revisión, depuración y ajuste de la información ingenieril, económica,
estadística y contable para el período base definido en la presente
metodología, representado por la variable t. Posteriormente, esta
información se emplea como insumo para estimar y proyectar los elementos que
definen el monto de ajuste tarifario para el período en que entra a regir dicho
ajuste, representado por t+1.
En la presente metodología se entiende por período "t",
al período base de análisis considerado en el estudio de fijación tarifaria;
permite el uso de valores reales u observados para doce meses consecutivos. El
período base provee la información insumo para las estimaciones y proyecciones
que se requieren para el período t+1.
La longitud o extensión de las series de tiempo, requeridas para las
variables del período base "t", se determinaran
de manera exógena, de forma tal que todas las variables empleen una extensión
de tiempo adecuada para el cálculo de promedios o proyecciones. Por tanto, para
cada variable se definirá de acuerdo con los requerimientos de información que
se definen en cada caso a lo largo de la presente metodología.
Por su parte, el período "t+1" es definido como el
período de tiempo durante el cual estará vigente el nuevo ajuste tarifario,
típicamente es un año. El período t+1 deberá ser definido por la
Intendencia de Energía según el artículo 16 de la Ley General de la
Administración Pública y deberá incorporar en el estudio de fijación tarifaria
los criterios empleados para su definición.
En el primer caso, se emplean valores reales u observados en el período t
para el cálculo de la siguiente manera:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación tarifaria
𝐼𝑇𝑡 = Ingresos totales.
Incluye los ingresos por venta de energía y otros ingresos que generan los
operadores producto del servicio (ver fórmula 10).
COMAt = Costos y gastos totales de operación,
mantenimiento, administración y otros costos en que incurran los operadores
para brindar el servicio en el período t (ver fórmula 18).
Rot = Tasa de rédito para el desarrollo observada
para el período t, se obtiene como resultado de (𝑰𝑻𝒕 − 𝑪𝑶𝑴𝑨𝒕)/𝑩𝑻𝒕 .
BTt = Base tarifaria. Valor total del Activo Fijo
Neto en Operación Revaluado promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo para el
período t (ver apartado 5 sección VII, fórmula 26).
Los costos y gastos de operación, mantenimiento y administrativos, la
base tarifaria y el rendimiento sobre la base tarifaria, se calculan
primeramente a partir de valores observados o reales para el período base t.
El cálculo se hace a partir de las series de tiempo de los valores observados
disponibles, con un rezago máximo de cuatro meses anteriores a la presentación
de la solicitud tarifaria, los meses restantes para completar el período de
análisis considerado en la solicitud tarifaria - período t - se podrán
estimar y proyectar considerando los procedimientos establecidos en el apartado
2 y 3 de la sección VII, para efectos de estimaciones.
a) Determinación del monto de ajuste para el período en que entrará en
vigencia:
Para la determinación del monto de ajuste requerido en el siguiente
período, t +1, el período en el que estará vigente la nueva fijación
tarifaria, primero se proyectan a 12 meses las variables IT con las
tarifas de generación vigentes, COMA y BT de la fórmula 1 (ver
apartado 2 y 3 de la sección VII).
De la fórmula 1, se obtiene:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IT = Ingresos totales estimados para el período t+1 con las tarifas
vigentes. Incluye los ingresos por venta de energía y otros ingresos que
generan los operadores producto del servicio (ver fórmula 10).
COMAt+1 = Costos totales de operación, mantenimiento, administración y otros
costos estimados para el período t+1.
Rtv,t+1 = Tasa de rédito para el desarrollo que
resulta con las tarifas vigentes para el período t+1.( Fórmula 3.1)
BTt+1 = Base tarifaria formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en Operación
Revaluado Promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo para el período t+1.
tv = Tarifas vigentes
Al despejar el rédito para el desarrollo de
la fórmula 3, se obtiene que:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Rtv,t+1 = Tasa de rédito para el desarrollo que
resulta con las tarifas vigentes para el período t+1.
IT = Ingresos totales estimados para el período t+1 con las tarifas
vigentes (ver
fórmula 10).
COMAt+1 = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento, administración
y otros costos estimados para el período t+1 (ver apartado 3 sección
VII).
BTt+1 = Base tarifaria formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en
Operación Revaluado Promedio (AFNORP) y el Capital de trabajo para el período t+1
(ver apartado 5 sección VII).
tv = Tarifas vigentes.
La tasa de rédito para el período t+1 con las tarifas vigentes (Rtv, t+1), es utilizada como indicador para
determinar si se requiere un ajuste tarifario o no. Este rédito se compara con 𝑅𝑡+1,,
el rédito obtenido mediante el procedimiento definido en el apartado 4 de la
sección VII, de forma que si el rédito con tarifas vigentes es mayor que el
rédito obtenido en el apartado 4 de la sección VII se requiere una disminución
en las tarifas, si es igual no se requiere ajuste y si es menor, se requiere un
aumento en las tarifas.
b) Cálculo del ajuste en ingresos
La estimación de los ingresos totales que se requieren para la obtención
de la tasa 𝑅𝑡+1en el período t+1
se calcula mediante el modelo de la fórmula 1:
Donde:
t+1 = Período en el
que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐼𝑇𝑡+1 = Ingresos
totales requeridos para la obtención de la tasa Rt+1 para el período t+1.
COMAt+1 = Costos y gastos
totales de operación, mantenimiento, administración y otros costos estimados
para el período t+1 (ver apartado 3 sección VII).
𝑅𝑡+1 = Tasa de rédito
calculada mediante el WACC para el período t+1 (apartado 4 sección VII).
BTt+1 = Base tarifaria
formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en Operación Revaluado Promedio
(AFNORP) y el Capital de trabajo para el período t+1 (ver apartado 5
sección VII).
Así, el monto de ajuste requerido en los ingresos totales para obtener
la tasa 𝑅𝑡+1 a partir de las
tarifas vigentes, es:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario
Δ𝐼𝑇 = Ajuste o cambio
requerido en los ingresos totales del servicio de generación eléctrica para la
obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el período t+1.
𝐼𝑇𝑡+1 = Ingresos
totales requeridos para la obtención de la tasa Rt+1 para el período t+1
(ver fórmula 4).
IT = Ingresos totales estimados para el período t+1 con la tarifa
vigente (ver fórmula 10).
El monto del ajuste también se puede expresar como la diferencia entre
el excedente de operación obtenido con la tasa de rédito calculada con el WACC
(𝑅𝑡+1 ∗ 𝐵𝑇𝑡+1) (apartado 4 de
la sección VII) y los excedentes de operación proyectados para el período t+1
con las tarifas vigentes (𝑅𝑡𝑣,𝑡+1 ∗ 𝐵𝑇𝑡+1).Este monto debe ser
después distribuido entre las diferentes tarifas del servicio de generación de
la electricidad. El ajuste es establecido de la siguiente forma:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario
Δ𝐼𝑇 = Ajuste o cambio
requerido en los ingresos totales del servicio de generación eléctrica.
𝑅𝑡+1 = Tasa de rédito
calculada mediante el WACC para el período t+1 (apartado 4 sección VII).
𝐵𝑇𝑡+1 = Base tarifaria
formada por la sumatoria del Activo Fijo Neto en Operación Revaluado Promedio
(AFNORP) y el Capital de trabajo para el período t+1 (ver apartado 5 sección
VII).
𝑅𝑡𝑣,𝑡+1 = Tasa de rédito para el desarrollo que resulta con las tarifas
vigentes para elperíodo t+1 (ver fórmula 3.1).
tv = Tarifas vigentes.
𝐼𝑇 − 𝐶𝑂𝑀𝐴 = El excedente de operación , es igual a (𝑅 ∗ 𝐵𝑇).
Desde el punto de vista de composición de los ingresos (ver modelo en la
fórmula 10) al ser los ingresos por ventas locales los únicos que en esta
metodología dependen explícitamente de las tarifas, se cumple que:
Y en consecuencia:
Donde:
t+1 = Período en el
que estará vigente el ajuste tarifario
𝐼𝑇𝑡+1 = Ingresos
totales requeridos para la obtención de la tasa Rt+1 para el período
t+1 (ver fórmula 4).
𝐼𝐷 = Ingresos por
ventas al servicio de distribución propio estimados para el período t+1 con las tarifa vigente de generación (ver apartado 2.1.1 sección
VII).
Iv = Ingresos por
ventas de energía y potencia a usuarios locales, estimados para el período t+1
con las tarifas vigentes de generación (ver fórmula 11).
(𝐼𝑣 + 𝐼𝐷)𝑡+1 = los ingresos
por ventas locales (a otros usuarios y al servicio propio de distribución) del
servicio de generación eléctrica requeridos para la obtenciónde
la tasa 𝑅𝑡+1 para el período
t+1.
𝐼𝐸 = Ingresos por
exportaciones estimados para t+1. Se consideran invariantes ante cambios
de tarifas locales (ver apartado 2.2 sección VII).
𝐼𝑜 = Otros ingresos
proyectados para t+1 relacionados con la actividad de generación
eléctrica. Se consideran invariantes ante cambios de tarifas locales (ver
fórmula 17).
De las fórmulas 4.1, 10 y 4.3 se deduce que en esta metodología el
incremento en ingresos totales debe provenir únicamente del respectivo aumento
en los ingresos por ventas locales:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Δ𝐼𝑇 = Ajuste o cambio
requerido en los ingresos totales del servicio de generación eléctrica para la
obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el período t+1.
𝐼𝑣 = Ingresos por ventas
de energía y potencia a usuarios, estimados para el período t+1 con las tarifa vigente de generación (ver fórmula 11).
𝐼𝐷 = Ingresos por
ventas al servicio de distribución propio estimados para el período t+1 con las tarifa vigente de generación (ver apartado 2.1.1 sección
VII).
(𝐼𝑣 + 𝐼𝐷)𝑡+1 = Los ingresos
por ventas locales del servicio de generación eléctrica requeridos para la
obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 para el período t+1 (ver fórmula 4.4).
𝐼𝑇𝑡+1 = Ingresos
totales requeridos para la obtención de la tasa 𝑅𝑡+1 en el período t+1
(fórmula 4).
𝐼𝐸 = Ingresos por
exportaciones estimados para t+1 (ver apartado 2.2 sección VII).
𝐼𝑜 = Otros ingresos
proyectados para t+1 relacionados con la actividad de generación
eléctrica (ver fórmula 17).
En consecuencia, el monto de ajuste en los ingresos obtenido mediante la
fórmula 5, se traduce, en el ajuste porcentual en los ingresos por ventas
internas de la siguiente manera:
Donde:
%IT = Ajuste porcentual requerido en los ingresos por ventas locales.
ΔIT = Ajuste o cambio
requerido en los ingresos por ventas locales del servicio de generación
eléctrica (ver fórmula 5).
Iv = Ingresos por ventas de energía y potencia a
usuarios locales, estimados para el período t+1 con las tarifas vigentes
de generación (ver fórmula 11).
𝐼𝐷 = Ingresos por
ventas al servicio de distribución propio estimados para el período t+1
con las tarifas vigentes de generación (ver apartado 2.1.1 sección VII).
Este ajuste porcentual requerido deberá ser distribuido de conformidad
con lo que técnicamente determine la IE entre las diferentes tarifas y bloques
de forma que se alcancen los ingresos requeridos por la empresa generadora.
En el caso de generación, el total de las ventas (kWh)
estimadas para el período que estará vigente la tarifa es:
Donde:
t+1 = Período en que estará vigente el ajuste tarifario.
𝑉𝐸𝑇𝐸𝑡+1 = Ventas totales
estimadas para el período t+1.
𝑉𝐸𝑇𝐸𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖 = Ventas totales
estimadas de la empresa em, en el mes i del
período
t+1 (KWh) (ver fórmula 14 y 15).
𝑖 = Índice de mes.
em = Empresa distribuidora o usuario directo. Si
la empresa para la cual se está haciendo el estudio tarifario no es el ICE,
"em" es la empresa distribuidora distinta al
ICE (ver fórmula 15).
f = Cantidad de empresas y usuarios directos.
n = Cantidad de meses.
Y el precio promedio para el período que estará vigente la tarifa,
utilizado como referencia del nivel tarifario, se calcula de la siguiente
manera:
Donde:
t+1 = Período en que estará vigente el ajuste tarifario.
Pt+1 = Precio promedio estimado para el período t+1.
𝐶𝑂𝑀𝐴𝑡+1 = Costos totales
de operación, mantenimiento, administración y otros costos estimados para el
período t+1.
𝑅𝑡+1 = Tasa de rédito
calculada mediante el WACC para el período t+1 (apartado 4 sección VII).
𝐵𝑇𝑡+1 = Base tarifaria
estimada para el período t+1 (ver apartado 5 sección VII).
𝐼𝐸 = Ingresos por
exportaciones estimados para el período t+1 (ver apartado 2.2 sección
VII).
Io = Otros ingresos relacionados con la
actividad de generación eléctrica proyectados para el período t+1 (ver
fórmula 17).
𝑉𝐸𝑇𝐸𝑡+1 = Ventas totales
estimadas mensuales para el período t+1 en que entrará a regir la tarifa (ver
fórmula 7).
Liquidación del período anterior
(*) Una vez aplicado por
primera vez el modelo descrito en la presente metodología, en las sucesivas
fijaciones ordinarias para el servicio de generación de energía eléctrica,
deberán revisarse y actualizarse todas las estimaciones realizadas para el
cálculo del ajuste tarifario vigente. De manera que se identifiquen y
consideren las siguientes diferencias:
a) Para tarifas
puntuales: diferencias entre los valores estimados para todas las variables
que se consideran en el cálculo del ajuste tarifario con tarifas puntuales y
los valores reales identificados para las tarifas puntuales durante el período
en que el ajuste tarifario estuvo vigente;
b) Para tarifas
máximas: Para los consumos no incrementales (todo consumo de T-UD no
reconocido como consumo incremental por medio de un contrato o convenio), solo
se reconocerán diferencias entre los ingresos estimados en el cálculo del
ajuste tarifario y los ingresos reales, cuando estas diferencias se originen en
variaciones en las cantidades vendidas. No se reconocerán desviaciones sobre
las estimaciones de tarifas máximas cuando las diferencias sean ocasionadas por
los precios acordados en cada caso, en otras palabras, para efectos de
liquidaciones, estas siempre serán reconocidas a su valor máximo.
Para el caso de los
consumos incrementales, debidamente respaldados por convenios o contratos entre
el prestador y los usuarios de T-UD, serán reconocidos a la tarifa acordada. Se
entenderá por consumos incrementales aquellos consumos adicionales de energía
y/o potencia realizados por los usuarios T-UD respecto a su consumo base, y que
cuenten con sustento contractual. Para los usuarios T-UD nuevos, podrá
considerarse como consumo incremental la totalidad o una parte del consumo
registrado, siempre que así se establezca de forma expresa y técnicamente
justificada en el contrato o convenio correspondiente.
En los convenios o
contratos deberá establecerse, de forma técnicamente justificada, los
parámetros, criterios y plazos para determinar los consumos incrementales y no
incrementales. Además, deberán incluir como mínimo las siguientes condiciones:
el compromiso de consumo de energía y potencia asumido por el abonado, la
vigencia del acuerdo, las consecuencias en caso de incumplimiento de los compromisos
de consumo, condiciones pactadas respecto a la tarifa, las cláusulas de
revisión o terminación anticipada, entre otras disposiciones relevantes.
A los usuarios T-UD
actuales y a los nuevos se les podrán reconocer consumos incrementales en
energía y potencia, cuando se encuentren debidamente respaldados por convenios
o contratos entre el prestador y el usuario de T-UD.
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
(*)(Así reformado el párrafo
anterior mediante resolución RE-0120-JD-2025 del
2 de setiembre del 2025)
El reconocimiento de las diferencias deberá superar los filtros de
verificación y validación que establezca el área técnica encargada de las
fijaciones tarifarias, en cumplimiento de los criterios de la Ley N.º
7593.
(Así adicionado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
De esta forma, para
los consumos no incrementales, la Aresep tomará en
cuenta solo las desviaciones, que no son ocasionadas por los acuerdos de
precios en las tarifas máximas, que se originan en el cálculo del ajuste
tarifario vigente mediante estimaciones, respecto al cálculo del ajuste
tarifario vigente considerando los valores observados -reales- y actualizados; la diferencia se agrega,
afectando los ingresos al incluirse como una partida denominada liquidación del
período anterior.
(Así adicionado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
De esta forma, Aresep tomará en cuenta las
desviaciones que se originan en el cálculo del ajuste tarifario vigente
mediante estimaciones, respecto al cálculo del ajuste tarifario vigente
considerando los valores observados -reales- y actualizados; la diferencia se
agrega, afectando los ingresos al incluirse como una partida denominada
liquidación del período anterior.
Se realizarán ajustes en los ingresos y gastos asignados por tarifa y
reales, para los costos totales (COMA) y los Ingresos totales (IT). Los gastos
y costos reales que serán analizados son los coincidentes con los que se
incluyeron en las tarifas del estudio tarifario anterior. Lo anterior con el
fin de que vía tarifa se le devuelva al usuario los ingresos obtenidos, por la
empresa generadora, por encima de sus costos. De manera contraria, si los
ingresos fuesen inferiores a los gastos, la empresa generadora podrá solicitar
un estudio ordinario con las justificaciones pertinentes.
El diferencial entre los ingresos del período y los gastos del período
van a resultar en el monto que debe adicionarse a los ingresos para el período
siguiente.
Donde:
z = Período durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como
referencia el último estado financiero auditado o disponible con información
real con un
desfase máximo de cuatro meses de información.
𝐿𝐼𝑧 = Liquidación del
período z.
𝐼𝑇𝐴𝑧 = Ingresos Totales
Ajustados del período z (ver fórmula 9.2)
𝐺𝑇𝐴𝑧 = Gastos Totales
Ajustados del período z (ver fórmula 9.1)
Asimismo, para estos efectos, los datos reales auditados o disponibles
presentados por el operador deben estar justificados y ser razonables. Estos
datos serán revisados, analizados y depurados por parte de la Autoridad
Reguladora con el propósito de determinar su reconocimiento, y en ningún caso
podrá considerar elementos que se limitan en esta metodología. Se deberá
cumplir con los objetivos de la Ley 7593.
El ajuste para gastos, contrasta los gastos estimados incluidos en el
cálculo de la tarifa vigente con los gastos reales obtenidos por la empresa
generadora, el cual se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
z = Período durante el que estuvo vigente la tarifa, tomando como
referencia el último estado financiero auditado o disponible con información
real con un desfase máximo de cuatro meses de información
𝐺𝑇𝐴𝑧 = Gastos totales
ajustados. Se refiere al ajuste por diferencial de gastos reales y gastos
estimados para el período z.
𝐺𝑅𝐶𝑂𝑀𝐴,𝑧 = Gastos reales.
Son los gastos reales por concepto operación, mantenimiento, administración y
otros costos en que incurran los operadores para brindar el servicio en el
período z.
𝐺𝐸𝐶𝑂𝑀𝐴,𝑧 = Gasto estimado
por concepto operación, mantenimiento, administración y otros costos para el
período z.
𝐶𝑂𝑀𝐴 = Costos y gastos
totales de operación, mantenimiento y administración, asimismo, otros costos en
que incurran los operadores para brindar el servicio.
El ajuste por ingresos es la diferencia en los ingresos estimados incluidos
en el cálculo de la tarifa puntual, máxima vigente o acordada con los ingresos
reales obtenidos por la empresa generadora (para el caso de la tarifa T-UD, se
asume que se cobran las tarifas máximas para los consumos no incrementales y la tarifas acordadas para los consumos incrementales), el
cual se obtiene de la siguiente manera:
(Así reformado el
párrafo anterior mediante resolución N° RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del
2024)
(*) 𝑰𝑻𝑨𝒛 = 𝑰𝑻𝑹𝒛 - 𝑰𝑻𝑬𝒛 (Fórmula 9.2)
Donde:
z = Período durante el que estuvo vigente la
tarifa, tomando como referencia el último estado financiero auditado o
disponible con información real con un desfase máximo de cuatro meses de
información.
𝐼𝑇𝐴𝑧 = Ingresos Totales Ajustados. Se refiere al ajuste por diferencial de
ingresos reales e ingresos estimados para el período z.
𝐼𝑇𝑅𝑧 = Ingresos Totales Reales calculados según los criterios indicados
anteriormente con respecto a la tarifa puntual, máxima y acordaba. Incluye los
ingresos por concepto de venta de energía y otros ingresos para el período z.
𝐼𝑇𝐸𝑧 = Ingresos Totales Estimados. Incluye los ingresos por concepto de venta
de energía y otros ingresos para el período z.
(*) (Así reformado
mediante resolución N° RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
2. CÁLCULO DE LOS INGRESOS TOTALES.
Los ingresos totales comprenden todos los ingresos por venta de energía
y potencia y otros ingresos asociados al servicio de generación.
2.1 Ingresos totales estimados con las tarifas vigentes para el período t+1.
Los ingresos totales se generan por las actividades ligadas al servicio
o actividad de generación de electricidad. Se calculan de la siguiente forma:
Donde:
IT = Ingresos totales.
Iv = Ingresos por ventas de energía y potencia a
usuarios, estimados para el período t+1 con las tarifas de generación
(ver fórmula 11).
𝐼𝐷 = Ingresos por
ventas al servicio de distribución propio (fórmula 11.1).
𝐼𝐸 = Ingresos por
exportaciones (ver apartado 2.2 sección VII).
Io = Otros ingresos proyectados relacionados con
la actividad de generación eléctrica (ver fórmula 17).
2.1.1 Ingresos por ventas a otras empresas distribuidoras y por ventas
al servicio de distribución propio
Los ingresos por ventas a otras empresas distribuidoras y por el
servicio de distribución propio se obtienen al multiplicar la tarifa de la
energía y la potencia para cada tipo de tarifa por la cantidad total de energía
y potencia vendida por tipo de tarifa. Es decir, los ingresos por ventas son la
sumatoria de las ventas por concepto de energía y por concepto de potencia:
Donde:
𝐼𝑣 = Ingresos por
ventas de energía y potencia a usuarios, estimados para el período t+1
con las tarifa vigente de generación.
𝐼𝐷 = Ingresos por
ventas al servicio de distribución propio.
𝐼𝑉𝐸 = Ingresos por
ventas de energía, estimados para el período t+1 con tarifa
vigente de generación (ver fórmula 12).
𝐼𝑉𝑃 = Ingresos por
ventas de potencia, estimados para el período t+1 con tarifa
vigente de generación (ver fórmula 13).
𝐼𝑉𝐸𝑑𝑝 = Ingresos por
ventas de energía al servicio de distribución propio, estimados para el período
t+1 con tarifa vigente de generación (ver fórmula 12).
𝐼𝑉𝑃𝑑𝑝 = Ingresos por
ventas de potencia al servicio de distribución propio, estimados para el
período t+1 con tarifa. vigente de generación (ver fórmula 13).
dp = Distribución propio
Ingresos por ventas de energía. Los ingresos por
venta de energía se obtienen de multiplicar la tarifa vigente puntual, máxima o
acordada por empresa y las ventas de energía estimadas por empresa o cliente
para el período t+1, en el cual va a estar vigente la tarifa. Para efectos de
la estimación de los ingresos por ventas de energía, las tarifas máximas
siempre serán reconocidas a su valor máximo, excepto por los consumos
incrementales debidamente respaldados por convenios o contratos entre el
prestador y el usuario de T-UD, que serán reconocidos a la tarifa acordada.
Todo consumo que no sea respaldado por un convenio o contrato entre las partes
será considerado como no consumo incremental y, por tanto, será reconocido al
valor máximo de la tarifa máxima. Los ingresos por ventas de energía se
determinan de la siguiente manera:
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución N° RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐼𝑉𝐸 = Ingresos por
ventas de energía estimados para t+1 con la tarifa vigente de
generación.
𝑇𝐺𝑒𝑚,𝑖,𝑝h,𝑡𝑚 = Tarifa de generación puntual vigente por kWh para las tarifas T-CB (Ventas a ICE distribución y
CNFL, S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa de
generación correspondiente, por período horario y temporada, aplicable al mes i
del período t+1, la tarifa de generación máxima vigente por kWh
para los consumos no incrementales de la tarifa T-UD (Usuarios directos del
servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al
mes i del período t+1 o la tarifa acordada por kWh
para los consumos incrementales de la tarifa T-UD (Usuarios directos del
servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al
mes i del período t+1. Para efectos de esta estimación se considera la tarifa
máxima en el consumo no incremental de los usuarios de T-UD, la tarifa acordada
para los consumos incrementales debidamente respaldados e identificados por
medio de convenios o contratos entre el prestador y los usuarios de T-UD y
tarifas puntuales en los demás tipos de tarifas.
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución N° RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
T𝐺$,𝑒𝑚,𝑖,𝑝h,𝑡𝑚 = Tarifa de generación puntual vigente por kWh,
expresada en USD, para las tarifas T-CB (Ventas a ICE distribución y CNFL,
S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa de generación
correspondiente, por período horario y temporada, aplicable al mes i del
período t+1, la tarifa de generación máxima vigente por kWh,
expresada en USD, para los consumos no incrementales de la tarifa T-UD
(Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y
temporada, aplicable al mes i del período t+1 o la tarifa acordada por kWh, expresada en USD, para los consumos incrementales de
la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por
período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1. Para efectos
de esta estimación se considera la tarifa máxima el consumo no incremental de
los usuarios de T-UD, la tarifa acordada para los consumos incrementales
debidamente respaldados e identificados por medio de convenios entre el
prestador y los usuarios de T-UD y tarifas puntuales en los demás tipos de
tarifas.
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución N° RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del 2024)
𝑉𝐻𝑇𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas Totales de
Energía estimadas por empresa distribuidora o usuario directo, por período
horario y temporada, estimadas para mes i del período t+1 con las
tarifas vigentes. (ver fórmula 12.2)
𝑉𝐻𝑇 $,𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas totales
estimadas mensuales en kWh por empresa distribuidora
o usuario directo, por período horario y temporada, con tarifa en dólares
estimadas para mes i del período t+1 con las tarifas vigentes.
(ver formula 12.2)
em = Empresa distribuidora y usuarios directos.
Si la empresa para la cual se está haciendo el estudio tarifario no es el ICE,
"em" es la empresa distribuidora distinta
al ICE (ver fórmula 15).
ph = Período horario (punta, valle o nocturno).
tm = Temporada (alta o baja).
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
f = Cantidad de empresas.
Tcc = Tipo de cambio de compra (CRC/USD) para el
Sector Públicono Bancario establecido por el Banco Central de
Costa Rica (BCCR). Calculado como la media aritmética diaria de los 12 meses
disponibles del año anterior para el cual se está realizando la fijación
tarifaria.
k = Cantidad de periodos horarios o temporadas
$ = Expresa tarifas en dólares.
El cálculo de los ingresos por ventas al servicio de distribución propio
(𝐼𝑉𝐸𝑑𝑝 de la fórmula
11.1). de la fórmula 11.1). Los ingresos por ventas de
energía se obtiene siguiendo el procedimiento definido en la fórmula 12,
utilizando únicamente la tarifa correspondiente y las ventas totales estimadas
para su propio sistema de distribución
Debe tenerse en cuenta que los ingresos se calculan inicialmente con la
tarifa vigente, una vez realizado el análisis financiero se procede a realizar
nuevamente el cálculo de los mismos con la tarifa propuesta.
La estimación de ventas totales se distribuye por período horario y
temporada, tanto para potencia como para energía y para esto se utilizan los
datos reales del año completo anterior que se encuentre disponible. La
distribución por período horario para energía (kWh)
se obtiene como el peso que tiene cada período horario sobre el total de
energía, de la siguiente manera:
Donde:
ph = Períodos horarios (punta, valle, nocturno).
%𝑃𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Porcentaje de las ventas correspondiente al
período ph y temporada tm.
𝑉𝑅𝐸𝑝ℎ,𝑡𝑚,𝑡 = Ventas de energía
reales del operador por período horario y temporada tm
en el período t.
tm = Temporadas (alta o baja).
k = Cantidad de periodos horarios o temporadas
El peso o porcentaje obtenido para cada período horario o temporada se
multiplica por el total de ventas estimado, para obtener las ventas de energía
por período horario o temporada para el período en que estará vigente la
tarifa.
Donde
t+1 = Período en el que estará vigente la tarifa.
𝑉𝐻𝑇𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas Totales de
Energía a em en el período horario ph y la temporada tm,
estimadas para el mes i de t+1. Si la empresa para la que se está
realizando el estudio de fijación tarifaria tiene tarifas en dólares 𝑉𝐻𝑇𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 se denominará 𝑉𝐻𝑇$,𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 que corresponderá a
las unidades físicas facturadas en dólares.
𝑉𝐸𝑇𝐸𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖 = Ventas totales
estimadas mensuales a em para el mes i
de período t+1 (ver fórmulas 14 y 15).
%𝑃𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Porcentaje de las ventas correspondiente al
período horario ph y la temporada tm. (ver fórmula 12.1)
ph = Período horario.
tm = Temporada (alta o baja).
i = Índice de mes.
ps = Propio sistema.
em = Empresa distribuidora o usuario directo. Si
la empresa para la cual se está haciendo el estudio tarifario no es el ICE, "em" es la empresa distribuidora distinta al ICE (ver
fórmula 15).
(*) Ingresos por ventas de potencia. Los ingresos
por ventas de potencia se obtienen de multiplicar la tarifa vigente puntual, máxima o acordada de generación correspondiente y la potencia estimada. Para efectos de la estimación de los ingresos por
ventas de potencia, las tarifas máximas siempre serán reconocidas
a su valor máximo, excepto por los
consumos incrementales debidamente respaldados por convenios o contratos entre el prestador y el
usuario de T-UD, que serán reconocidos a la tarifa acordada. Todo consumo que no sea respaldado por un convenio
o contrato entre las partes
será considerado como consumo no incremental y, por tanto, será
reconocido al valor máximo
de la tarifa máxima. Los ingresos por ventas
de potencia se determinan
de la siguiente manera:
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0120-JD-2025
del 2 de setiembre del
2025)
(Así reformada la fórmula anterior mediante
resolución RE-0120-JD-2025
del 2 de setiembre del
2025)
Donde:
𝑇𝐺𝒆𝒎,𝒑𝒉,𝒕𝒎 = Tarifa
de generación puntual vigente por kW para las tarifas T-CB (Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa
de generación correspondiente,
por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1, la tarifa de generación máxima vigente por kW para los consumos no incrementales de la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período
t+1 o la tarifa acordada por kW para los consumos incrementales de la tarifa T-UD (Usuarios directos del servicio de Generación del ICE) por período horario y temporada, aplicable al mes i del período
t+1. Para efectos de esta estimación se considera la tarifa máxima en
el consumo no incremental de los
usuarios de T-UD, la tarifa
acordada para los consumos incrementales debidamente respaldados e identificados por medio de convenios o contratos entre el prestador y los usuarios de T-UD y tarifas puntuales en los demás
tipos de tarifas.
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0120-JD-2025
del 2 de setiembre del
2025)
𝑻𝑮$,𝒆𝒎,𝒑𝒉 = Tarifa de generación puntual vigente, expresada en USD, para para las tarifas T-CB (Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A.), T-SG (Sistema de Generación) o en su defecto la tarifa
de generación correspondiente,
por período horario y temporada, aplicable al mes i del período t+1, la tarifa de generación máxima vigente por kW, expresada en USD, para los consumos no incrementales de la tarifa T-UD por período horario y temporada, aplicable al mes i del período
t+1 o la tarifa acordada por kW, expresada en USD, para los consumos incrementales de la tarifa T-UD por período horario y temporada, aplicable al mes i del período
t+1. Para efectos de esta estimación se considera la tarifa máxima en
el consumo no incremental de los
usuarios de T-UD, la tarifa
acordada para los consumos incrementales debidamente respaldados e identificados por medio de convenios entre el prestador y los usuarios de T-UD y tarifas puntuales en los
demás tipos de tarifas.
(Así adicionado el
párrafo anterior mediante resolución N° RE-0012-JD-2024 del 19 de marzo del
2024)
(Así reformado el párrafo anterior mediante
resolución RE-0120-JD-2025
del 2 de setiembre del
2025)
TG = Tarifa de generación vigente por kW para cada tipo de tarifa (T-CB:
Ventas a ICE distribución y CNFL, S.A., T-SG: Sistema de Generación o T-UD: Usuarios
directos del servicio de Generación del ICE o en su defecto la tarifa de
generación correspondiente) por período horario y temporada.
em = Empresa distribuidora o usuarios directo.
Si la empresa para la cual se está haciendo el estudio tarifario no es el ICE,
"em" es la empresa distribuidora distinta
al ICE (ver fórmula 15).
UD = Usuario directo.
ph = Período Horario.
tm = Temporada (alta o baja).
Tcc = Tipo de cambio de compra (CRC/USD) para el
Sector Público no Bancario establecido por el Banco Central de Costa Rica
(BCCR).
Calculado como la media aritmética diaria de los meses disponibles al
año anterior para el cual se está realizando la fijación tarifaria.
f = Cantidad de empresas.
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses.
$ = Expresa tarifas en dólares.
El cálculo de los ingresos por ventas de potencia al servicio de
distribución propio (𝐼𝑉𝑃𝑑𝑝 de la fórmula 11.1)
se obtiene siguiendo el procedimiento definido en la fórmula 13, utilizando
únicamente la tarifa correspondiente y las ventas totales estimadas para su
propio sistema de distribución.
Para distribuir la potencia entre los períodos horarios se requiere
tanto la energía real vendida en cada período horario como de la demanda máxima
en cada período. Con la información anterior se obtiene un factor de carga, que
es el resultado de dividir la energía vendida, según el período, por la demanda
máxima, por período, multiplicado por la cantidad de horas al año
correspondientes según el período horario.
Donde
𝐹𝐶𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Factor de carga, por período horario o
temporada.
𝑉𝑅𝐸𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas de energía
reales. Son las ventas de energía reales obtenidas del operador por período
horario y temporada.
𝐷𝑀𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Demanda máxima anual, por período horario y
temporada.
H = Horas.
ph = Período Horario (punta, valle o nocturno).
tm = Temporada (alta o baja).
365 = Número de días del año.
Posteriormente, se tiene que el factor de carga calculado de la fórmula
13.1, se multiplica por la cantidad de horas en un mes según período horario y temporada,
de la siguiente manera:
Donde:
𝐶𝑂𝑃𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Componente para
obtener potencia, para el período horario ph
y la temporada tm.
𝐹𝐶𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Factor de carga, por período horario o
temporada. (ver fórmula 13.1)
𝐻𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Horas, por período horario o temporada.
ph = Período Horario (punta, valle o nocturno).
tm = Temporada (alta o baja).
30 = Número de días al mes.
Finalmente, la energía (kWh) ya distribuida
por período horario se utiliza para tener como resultado la potencia estimada
por período horario, esto realizando el cociente de la energía por período y el
resultado obtenido de multiplicar el factor de carga por las horas por mes
según sea el período horario, de la siguiente forma:
Donde:
𝑘𝑊𝑒𝑚,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Potencia estimada
para em, por mes i de t+1, por
período horario y temporada.
𝑉𝐻𝑇𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚= Ventas Totales de
Energía a em estimadas por período
horario, temporada y mes, estimadas para el período t+1 (ver fórmula 12.
2).
𝐶𝑂𝑃𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Componente para
obtener potencia (ver fórmula 13.2).
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
em = Empresa distribuidora y usuarios directos.
ph = Período Horario (punta, valle o nocturno).
tm = Temporada (alta o baja).
i = Índice de mes.
En el caso de los usuarios directos de alta tensión, la distribución de
la potencia entre períodos se realiza obteniendo el peso real que representa la
potencia por período horario de la energía real también por períodos para el
último año disponible, como se detalla a continuación:
Donde:
%𝑃𝑈𝐷,𝐾𝑊,𝑝ℎ = Peso de las ventas por potencia de las ventas por energía para los
usuarios directos.
𝑉𝑅𝐸𝑃𝑝ℎ = Ventas reales de
potencia, por período horario.
𝑉𝑒𝑛𝑡𝑎𝑠𝑝ℎ = Ventas de energía
de real. Son las ventas de energía real obtenidas
del operador.
UD = Usuarios directos
KW = Kilowatt
ph = Período horario.
El resultado de las ventas por período
horario de potencia se obtiene de la siguiente manera:
Donde:
𝑘𝑊$,𝑒𝑚,𝑖,𝑡+1,𝑝ℎ = Ventas de
Potencia a usuarios directos por período horario y mes, estimadas para el
período t+1.
%𝑃𝑈𝐷,𝐾𝑊,𝑝ℎ = Peso de las ventas por potencia de las ventas por energía para los
usuarios directos (ver fórmula 13.4).
𝑉𝐻𝑇 $,𝑒𝑚,
𝑡+1,𝑖,𝑝ℎ,𝑡𝑚 = Ventas totales
estimadas mensuales en kWh por período horario o
temporada, para usuarios con tarifa en dólares (ver sección 2.1.3).
t+1 = Período en el que estará vigente la tarifa.
ph = Período horario.
UD = Usuarios Directos.
em = Empresa distribuidora y usuarios directos.
i = Índice de mes.
$ = Expresa tarifas en dólares.
2.1.2 Ventas totales estimadas
Las ventas totales del sistema generación son diferentes dependiendo del
generador. En el caso del ICE generación, las ventas son equivalentes a las
compras de energía realizadas por empresas y usuarios directos, incluyendo al
ICE-Distribución.
Si se está realizando el estudio de fijación tarifaria para el ICE, para
cada empresa distribuidora o usuario em, las
ventas a em por parte del ICE, para el iésimo mes del período t+1, se determinan de la
siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
em = Empresa distribuidora o usuario directo.
𝑉𝐸𝑇𝐸𝑒𝑚,𝑡+1,𝑖 = Ventas totales
estimadas del ICE a em, en el mes i del
período t+1
(KWh).
𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ 𝑡+1,𝑒𝑚,𝑖 = Energía total
vendida por em estimada. Se refiere al
total de ventas estimadas de energía de em, en
el mes i, para el período (t +1) (ver fórmula 16).
Para el caso de los usuarios directos de alta tensión, que tiene tarifas
en dólares, la estimación de unidades físicas (𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ 𝑡+1,𝑒𝑚,𝑖 ) se realiza de
forma directa, utilizando el mismo procedimiento que se emplea para estimar la
cantidad de abonados para cada tarifa y que se describe en el punto
"a." de la sección 2.1.3. Con lo que
𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ 𝑡+1,𝑒𝑚,𝑖 corresponderá a la
energía total vendida en unidades físicas que se estima vender en dólares.
%Per = Porcentaje de pérdidas de em; se
toma como máximo el valor promedio de la industria (fórmula 14. 1).
GenPem,i = Generación propia
de em, en el mes i; esta no se
considera cuando
em es el ICE; se calcula como se indica más
abajo.
CEOGem,i = Compras de energía
de em a otros generadores que no sean
el ICE en el mes i ; se calcula como se indica más abajo.
i = Índice de mes.
% Pérdidas (%Per): Se refiere a las pérdidas de distribución y se
considera la información
suministrada por el
operador siempre que no supere el promedio del porcentaje de pérdidas de la
industria para los
últimos 2 años, caso contrario se utiliza como máximo el promedio del
porcentaje de pérdidas de la industria para los últimos 2 años. De tal forma,
el porcentaje de pérdida para cada año se calcula como el cociente entre la
disponibilidad de energía (es la energía total requerida por el sistema de distribución
más las pérdidas del sistema de distribución y es igual a la generación propia
más las compras de energía) de las 8 empresas distribuidoras menos el total de
energía vendida de las 8 empresas distribuidoras entre la disponibilidad de
energía de las 8 empresas distribuidoras. De la siguiente manera:
Energía total vendida: Son las ventas que se estima que la empresa em va a realizar (kWh).
Se obtienen según la sección 2.1.3 (fórmula 16).
Empresa distribuidora y usuarios directos (em):
Se
refiere a las empresas distribuidoras y usuarios directos que compren energía
al ICE para la que se está realizando el estudio de fijación tarifaria.
Generación propia (GenPem,i):
Se
estima utilizando la serie de tiempo (histórico) de la energía producida, por
planta y mes. Esta serie histórica se proyecta mediante técnicas estadísticas o
econométricas o algún software especializado (se selecciona la que brinde mejor
bondad de ajuste). Se utiliza la serie desde enero del año 2000, siempre y
cuando no presenten un cambio estructural evidente o la serie histórica para la
que se encuentran datos disponibles. Para las plantas nuevas o con menos de 12
meses de entrada en operación se establece la proyección considerando las
estimaciones presentadas por la empresa y justificadas mediante estudio
técnico, las cuales serán valoradas por la ARESEP. Se refiere a la generación
propia de las empresas que compren energía diferente de la empresa para la cual
se está realizando el estudio de fijación tarifaria, es decir, no se toma en
cuenta la generación propia del ICE. Estas estimaciones pueden ser ajustadas
por factores técnicos debidamente justificados.
Compras de energía de em a otros
generadores (CEOGem,i):
Se estima
utilizando la serie de tiempo (histórico) de la generación producida, por
planta y mes. Esta serie histórica se proyecta mediante técnicas estadísticas o
econométricas o algún software especializado (se selecciona la que brinde mejor
bondad de ajuste). Se utiliza la serie desde enero del año 2000, siempre y
cuando no presenten un cambio estructural evidente o la serie histórica para la
que se encuentran datos disponibles. Para las plantas nuevas o con menos de 12
meses de entrada en operación se establece la proyección considerando las
estimaciones presentadas por la empresa y justificadas mediante estudio
técnico, las cuales serán valoradas por la Aresep. En
el caso de las cooperativas, se encuentra establecido el porcentaje
correspondiente a cada una de ellas de la producción de Coneléctricas,
como proporción al capital accionario de cada una, así como PH Cubujuquí. Las unidades estimadas se multiplican por la
tarifa vigente.
Estas estimaciones pueden ser ajustadas por factores técnicos
debidamente justificados.
En el caso de que se realice el estudio de fijación tarifario para las
otras empresas distribuidoras diferentes del ICE que poseen generación, la
generación es principalmente para cubrir sus propias necesidades, es decir, las
ventas totales (VETE) estimadas son iguales a la generación propia, en cuyo
caso si existe un sobrante luego de realizar las ventas a su propio sistema de
distribución, éstas pueden ser vendidas a otras empresas distribuidoras. De la
siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝑉𝐸𝑇𝐸𝑝𝑠,𝑖,𝑡+1 = Ventas totales
mensuales estimadas de la empresa generadora, al propio sistema de distribución
en el período t+1 (KWh).
𝐺𝑒𝑛𝑃𝑝𝑠,𝑖 = Generación propia
mensual de la empresa generadora. (Ver apartado 2.1.2).
ps = Propio sistema
em = Empresa distribuidora.
i = Índice de mes.
2.1.3. Energía total vendida estimada para la empresa distribuidora em
El total de energía vendida es igual a la suma de la energía comprada y
la energía generada por el operador menos las pérdidas del sistema de
distribución, sin embargo, la forma de estimación de este rubro es el producto
de la cantidad de abonados por el consumo promedio, tal como sigue:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ,𝑡+1,𝑒𝑚,𝑖 = Energía total
vendida por em estimada. Se refiere al
total estimado de ventas de energía de em,
para el mes i del período t+1 (KWh).
QA t+1, em,s,i = Cantidad estimada de abonados de em para el mes i, la tarifa s,
para el período (t +1) ; se estima según se indica más abajo.
𝐶̅𝑒𝑚.𝑠,𝑖 = Consumo promedio
mensual de energía real de los abonados de em,
para la tarifa s, en el mes i (ver formula 16.1).
s = Índice de tarifa (residencial, media tensión, general y preferencial,
etcétera).
i = Índice de mes
em = Empresa distribuidora.
m = cantidad de tipos de tarifa existentes de acuerdo al pliego tarifario.
Para el caso de los usuarios directos de alta tensión, que tiene tarifas
en dólares, la estimación de unidades físicas (𝐸𝑇𝑘𝑊ℎ 𝑡+1,𝑒𝑚,𝑖 ) se realiza de
forma directa, utilizando el mismo procedimiento que se emplea para estimar la
cantidad de abonados para cada tarifa y que se describe en el punto "a."
siguiente.
a. La cantidad estimada de abonados para cada tarifa
La cantidad estimada de abonados para cada tarifa se proyecta mediante
técnicas estadísticas o econométricas. Las estimaciones se basan en datos
históricos mensuales de abonados por tarifa en los últimos 10 años o la serie
histórica para la que se encuentren datos disponibles. Se proyecta un período
de tiempo igual al que estará vigente el ajuste tarifario.
Debe realizarse un
análisis estructural de los datos para determinar el período definitivo por
utilizar. Para las estimaciones se utiliza el programa estadístico Forecast Pro o cualquier otro software estadístico
especializado en el análisis y proyección de series de tiempo. Las proyecciones
resultantes deben justificarse y cumplir con los criterios estadísticos y
econométricos que se establecen con base en la ciencia, técnica y lógica; tal y
como lo establece la Ley General de la Administración Pública.
b. Consumo promedio de energía para cada tarifa
El consumo promedio de energía de los abonados de em
para la tarifa s se obtiene para los últimos 12 meses disponibles al
momento en que se realiza el estudio fijación tarifaria, del cociente entre las
ventas mensuales reales en kWh de la tarifa s y
la cantidad mensual real de abonados en dicha tarifa:
Donde:
i = Índice de mes, recorre los últimos 12 meses disponibles al momento en
que
se realiza el estudio fijación tarifaria
𝐶̅𝑒𝑚,𝑠,𝑖 = Consumo promedio
mensual real de los abonados de em para
la tarifa s y el mes i.
𝑉𝑅𝐸𝑘𝑊ℎ,𝑒𝑚,𝑠,𝑖= Ventas de energía
reales de em para la tarifa s,
en el mes i ( kWh).
QAem,s,,i = Cantidad real de
abonados por mes para la tarifa s y el mes i.
s = Índice de tarifa (residencial, media tensión, general, etc).
kWh = Kilovatio hora.
em = Empresa distribuidora o usuario directos.
2.2 Ingreso por exportaciones
Para la estimación de la cantidad de unidades físicas que Costa Rica
exportará al Mercado¿ Eléctrico Regional, en primer
lugar se realiza un análisis de los contratos elaborados para el período en que
estará vigente la tarifa por el ente autorizado para este fin, de tal forma que
se puedan considerar los compromisos previos adquiridos. En segundo lugar, la
estimación de unidades físicas se realiza utilizando como base la información
real disponible (mercado de contratos y mercado de oportunidad) y se ajusta
considerando el porcentaje de crecimiento esperado, siempre y cuando la
información resultante sea consistente con los contratos previamente realizados
y el balance de energía calculado por la Intendencia.
El precio (USD/kWh) que será utilizado para
valorar estas unidades físicas se obtiene con base al costo por kWh exportado del último año real, convertidos al tipo de
cambio de referencia para la compra promedio estimado del período en que estará
vigente la tarifa.
2.3 Otros ingresos (Io)
En este rubro se incluyen los ingresos de explotación por actividades
diversas asociadas al servicio de generación eléctrica, que son recurrentes y
pueden considerarse como ingresos relacionados con la tarifa. Es decir, otros
ingresos de operación que por su naturaleza pueden ser considerados en el
cálculo tarifario a consideración de la Autoridad Reguladora.
Se incluye entre otros ingresos la devolución del canon de regulación
que se genera cuando la (Aresep) debe reintegrar por
el superávit que tuvo la Institución producto de los cobros del Canon de
regulación. El mismo se devuelve a los operadores según el porcentaje de
participación en el total del canon cobrado o contratos de operación y
mantenimiento de plantas productoras de electricidad cedidas en administración
a otra empresa.
2.3.1 Proyección de otros ingresos
La proyección de otros ingresos se realiza empleando los otros ingresos
calculados como relación de los ingresos totales por ventas de energía, y
multiplicando el valor obtenido por los ingresos totales por venta de energía
estimados según:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Io = Otros ingresos proyectados relacionados con
la actividad de generación eléctrica. Se refiere a los otros ingresos
proyectados para el período t+1
𝐼𝑜𝑡 = Otros ingresos
calculados para el período t.
𝐼𝑣𝑡 = Ingresos por ventas.
Son los ingresos reales por ventas obtenidos para el período t.
𝐼𝑣 = Ingreso por
ventas. Son los ingresos por ventas proyectados para el período
t+1 con las tarifas vigentes (ver fórmula 11).
Los otros ingresos (Io) se mantienen
constantes con respecto a la variación en las tarifas.
3. COSTOS Y GASTOS TOTALES DE OPERACIÓN, MANTENIMIENTO Y ADMINISTRACIÓN
(COMA)
Son los costos totales de operación, mantenimiento y administración
necesarios para prestar el servicio de generación de la energía eléctrica. El
cálculo incluye los siguientes costos:
Donde:
COMA = Costos y gastos totales de operación, mantenimiento y administración,
asimismo, otros gastos en que incurran los operadores para brindar el servicio
CGP = Compras a generadores privados. Es la compra de energía a generadores
privados que se sustenta en las Leyes N° 7200 y N° 7508 (sección 3.1.2).
M = Importaciones. Son las compras de energía realizadas en el Mercado
Eléctrico Regional por parte del país. Las importaciones son consideradas un
sustituto de la generación térmica (sección 3.1.2).
OyM = Gastos de operación y mantenimiento.
Corresponde a los gastos en que incurre la empresa para su funcionamiento y el
mantenimiento de los activos de generación, de forma que permita garantizar la
sostenibilidad, continuidad y calidad del servicio regulado. Se proyecta
utilizando el método de actualización por índices, con excepción de gastos
particulares que se actualizan mediante criterios definidos en la apartado 3.1.2.
Admin = Gastos Administrativos. Representa la
proporción de los gastos de unidades o departamentos de apoyo asignados al
sistema de generación (estos se distribuyen a generación, transmisión,
distribución y alumbrado público y otros servicios regulados y no regulados).
Se proyecta utilizando el método de actualización por índices, con excepción de
gastos particulares que se actualizan mediante criterios definidos en la apartado 3.1.2.
= Gastos por comercialización. Son los gastos
asociados a la gestión comercial de la venta de electricidad a la totalidad de
usuarios del servicio de generación. Se incluyen todos los gastos asociados al
cobro, facturación, lecturas, servicio al cliente, entre otros. Se proyecta
utilizando el método de actualización por índices, con excepción de gastos particulares
que se actualizan mediante criterios definidos en la apartado
3.1.2.
GP = Gastos por Gestión Productiva. Son los gastos en que incurren las
áreas de apoyo y soporte del Sistema de generación para el desarrollo normal de
su gestión técnica y administrativa. Estos costos no pueden ser asignados
directamente al activo productivo, motivo por el cual se presentan el Estado de
Resultados como parte del costo del servicio, pero en una línea individual.
Se proyecta utilizando el método de actualización por índices.
EP = Estudios Preliminares. Gastos incurridos en las fases preliminares de
los proyectos, en la cual se desconoce si estos se van a ejecutar. Incluye las
actividades relacionadas con la identificación y prefactibilidad
de los posibles proyectos u obras a construir. Se proyecta utilizando el método
de actualización por índices.
EPI = Estudios de Preinversión. Son los gastos
incurridos en la fase de preinversión de los
proyectos, en la cual se desconoce si estos se van a ejecutar. Incluye las
actividades relacionadas con la factibilidad de los posibles proyectos u obras
a construir. Se proyecta utilizando el método de actualización por índices.
COP = Gastos Complementarios de operación. Son aquellos gastos en los que
incurre la empresa para garantizar la calidad en la construcción y operación de
obras propiedad de terceros, los cuales no se consideran ni estudios
preliminares ni de preinversión; asimismo, aquellas
transacciones que de acuerdo con su naturaleza no se consideran como parte de
las de más partidas de costos y gastos de operación. Se proyecta utilizando el
método de actualización por índices.
= Canon regulación. Monto autorizado por la
Contraloría General de la República (CGR), como pago por los servicios de
regulación. Es la suma por concepto de canon de regulación y de calidad. Para
su asignación, se considera la contribución porcentual de los ingresos de cada
sistema respecto a los ingresos totales. Cuando sea necesario se considerará su
actualización por vía extraordinaria (ver apartado 6).
= Canon de aguas. El pago por concepto de
canon de aprovechamiento de aguas destinado al uso para generación eléctrica se
encuentra establecido mediante el Decreto N 32868-MINAE. El monto utilizado es
el remitido por el Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE).
D = Gasto por depreciación: monto resultante de aplicar el método dedepreciación según las tablas de depreciación
establecidas por Aresep.
Para cualquier otro caso en que no se encuentre la información
requerida, para aplicar el método de depreciación, se recurrirá a revisar las
tablas equivalentes del Ministerio de Hacienda y en último caso las
especificaciones técnicas de la casa fabricante del activo en cuanto a vida
útil y valor de rescate.
= Gastos por
partidas amortizables. Corresponde a software y licencias según la vida útil,
tiempo en uso y monto de adquisición. En general, considera la amortización de
intangibles (ver apartado 3.1.2).
GPer = Gastos por pérdidas de retiros de activos. En
esta cuenta se registran las pérdidas incurridas al retirar un activo
productivo (apartado 5.3.2). SG = Gasto por seguros. En esta cuenta se
registran los contratos de seguros (apartado 3.1.2).
= Gasto por Arrendamientos. Monto total de
los gastos por ese concepto, según los contratos vigentes. En lo que respecta a
mecanismos de financiamiento no tradicional de proyectos, éstos serán
reconocidos según lo establecido en el artículo 31 de la Ley 7593 (ver fórmula
20).
Lub = Lubricantes. Corresponde al gasto de
lubricantes requerido para lageneración
termoeléctrica estimada conforme a las plantas existentes y sucapacidad
de generación (apartado 3.1.2, ver fórmula 21).
CMER = Son los costos relacionados a la generación producto del Mercado
Eléctrico Regional que no estén contemplados en otros sistema
o en el sistema de generación.
La proyección de los costos indicados anteriormente se realiza mediante
dos tipos de métodos: (i) actualización de índices local o externo, según el
origen del gasto correspondiente para la mayoría de los rubros de gasto; o (ii)
utilizando criterios específicos para algunos rubros en particular, según se
detalla en las secciones subsiguientes.
La Aresep revisará y validará la justificación
presentada por el operador para cada una de las cuentas, así como, el análisis
histórico de cada uno de los rubros incluidos en éstas. Para toda la
información anterior, se utiliza el último estado financiero auditado o
disponible del operador o cualquier otro tipo de información que disponga la Intendencia
de Energía mediante un sistema de Contabilidad Regulatoria.
3.1 Metodología de proyección de costos y gastos de operación,
mantenimiento,
administración y
comercialización.
Los costos y gastos de operación, mantenimiento, administración y
comercialización son proyectados según el método de actualización por índices
indicado en la presente metodología (ver sección 3.1.1). Pueden proyectarse
aumentos superiores al generado por la actualización por índices, siempre y
cuando se adjunte una debida justificación técnica y financiera detallada al
respecto y relacionada con el servicio público que se está tarifando, la cual
debe ser validada por Aresep.
La desagregación de las cuentas de OyM, Admin y Co debe ser al menos como la utilizada para
carácter presupuestario, es decir, debe contener: remuneraciones, servicios,
materiales y suministros, transferencias y contables. Estas cuentas se desagregaran en sus respectivos rubros, hasta tanto la Aresep no defina un listado de cuentas comunes para todas
las empresas generadoras. Para el caso de las Cooperativas de electrificación
rural podrán presentar sus cuentas al nivel máximo de desagregación que el
sistema contable de cada cooperativa lo permita
La actualización por índices de precios planteada en la
apartado 3.1.1 no aplica para la cuenta de remuneraciones, contratos a
terceros u otros rubros a los que pueda reconocérseles un índice específico de
actualización emitido por la entidad pública correspondiente.
3.1.1 Actualización por índices de costos y gastos de operación,
mantenimiento, administrativo y comercialización:
Las actualizaciones se realizan utilizando el índice que mejor se ajuste
al gasto que se está analizando, lo cual deberá ser justificado y obedecer a
una variación de éstos en el tiempo. Según la naturaleza de la cuenta, se podrá
aplicar tres tipos de actualizaciones, uno totalmente local, uno totalmente
externo o uno que sea una combinación de componente local y externo, que
dependerá de las proporciones de cada uno de los anteriores en el gasto que se
desea actualizar.
Índice de actualización local
Se aplica cuando los gastos se efectúan dentro del país y no son
afectados por variaciones del tipo de cambio o inflación externa. El factor de
actualización local se obtiene según la siguiente fórmula:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
t = Período anterior al del ajuste tarifario.
𝐹𝐴𝐿 = Factor de
actualización local para el período t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐿,𝑡+1 = Índice de precios promedio. Es el índice de precios local, estimado
promedio del año para el que se realiza el estudio de fijación tarifaria.
𝐼𝑃𝑃𝐿,𝑡 = Índice de precios promedio. Es el índice local del año anterior.
Obtenido como una media aritmética simple del índice de precios mensual del año
anterior para el cual se está realizando la fijación tarifaria.
L = Local
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
se considerará la expectativa de inflación publicada por el Banco Central de
Costa Rica en su Programa Macroeconómico (última actualización). Los valores
reales utilizados serán los publicados por el Instituto Nacional de
Estadísticas y Censos (INEC). En otros casos se utiliza la variación interanual
del índice al último mes disponible de información.
Índice de actualización externo
Se aplica el factor de actualización externo cuando los rubros de los
gastos estén vinculados con compras en el exterior o que tengan un alto
componente externo, en este caso el factor pondera la variación en el tipo de cambio
(colones se deben convertir a dólares) y la inflación externa. El cálculo
se realiza de la siguiente forma:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
t = Período anterior al del ajuste tarifario.
𝐹𝐴𝐸 = Factor de actualización
externo para el período t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐸,𝑡+1 = Índice de precios promedio. Es el índice de precios promedio
externo estimado, para el periodo t+1.
𝐼𝑃𝑃𝐸,𝑡 = Índice de precios promedio. Es el índice externo del periodo t.
Obtenido como una media aritmética simple del índice de precios mensual del año
anterior para el cual se está realizando la fijación tarifaria.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado. Estimaciones de la IE
correspondiente al periodo t+1.
Tcvt = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD)
establecido por el Banco Central de Costa Rica (BCCR). Calculado como la media
aritmética diaria de los meses disponibles al año anterior para el cual se está
realizando la fijación tarifaria.
E = Externo.
Para el índice de precios externo se recurrirá a los índices de precios
de los Estados Unidos de Norteamérica, los datos se toman de la página web del
Bureau of Labor Statistic (http://www.bls.gov)
de los Estados Unidos de Norteamérica. Se seleccionará el índice de precios
representativo de los gastos que se actualizan para lo cual se deberá aportar
la respectiva justificación técnica. Para la proyección se utiliza la variación
interanual del índice al último mes disponible de información.
Índice de actualización compuesto:
Los índices de actualización calculados anteriormente son ponderados de
acuerdo con la participación relativa del componente local y externo de gasto
estimado mediante la siguiente fórmula:
Donde:
𝐼𝐴𝐶 = Índice de
actualización compuesto.
𝐹𝐴𝐿 = Factor de
actualización local (ver fórmula 19).
%𝐿𝑔 = Participación
relativa del componente local de gastos.
𝐹𝐴𝐸 = Factor de
actualización externo (ver fórmula 19.1).
%𝐸𝑔 = Participación
relativa del componente externo de gastos.
L = Local.
E = Externo.
El operador definirá el porcentaje de participación relativa entre el
componente interno y externo, para lo cual, en cada caso, periódicamente deberá
realizar las actualizaciones correspondientes de estos componentes e indicar
los criterios empleados en la ponderación y adjuntar la respectiva
justificación técnica.
3.1.2 Criterio para la actualización de gastos particulares
Para los siguientes rubros se utiliza un método de actualización
distinto al definido en el apartado
3.1.1. Los criterios utilizados para su cálculo son los siguientes:
OyM, Administrativos y Comercialización: Para la proyección
se utiliza el índice de precios que mejor se adapte al gasto o costo específico
que se esté estimando. Todos los costos y gastos deben ser justificados,
independientemente de su comportamiento. Para los costos o gastos que sean no
recurrentes, se verifica que en realidad lo sean y que estén justificados, si
la justificación aportada por la empresa no demuestra su relación con el servicio,
se excluyen.
Las partidas no recurrentes deben ser claramente identificadas en la
propuesta tarifaria.
Gastos por salarios. Incluye los montos por remuneraciones salariales y las
cargas sociales asociadas. Se calcula según el decreto de salarios mínimos o la
política salarial que disponga la empresa. Esta última debe ser aportada por la
empresa y justificarse técnica, legal y financieramente. Las empresas reguladas
deben presentar el rubro de salarios (salarios base y sus componentes, cuando
tenga esta desagregación), y las cargas sociales separados en el estado de
resultados tarifario.
Además, deberán de presentar la conciliación de salarios con los
reportados a la CCSS. Si estos registros afectan a otros sectores, debe
aportarse información para estos.
Nuevas contrataciones. El tope máximo del crecimiento de la planilla
estará definido por el porcentaje de crecimiento de las ventas en unidades
físicas del servicio regulado, su área de cobertura y número de usuarios. El
incremento a reconocer como plazas nuevas se obtiene del producto de la
cantidad de empleados existente multiplicada por el porcentaje de crecimiento
del servicio regulado. Para calcular el salario que se aplicará a esas plazas
nuevas, se tomara la media aritmética simple del salario correspondiente a los
nuevos puestos solicitados en el estudio tarifario. En el caso de que exista un
decrecimiento en las ventas en unidades físicas del servicio regulado, se
podrán incluir plazas nuevas en el cálculo tarifario sujeto a la presentación
de la respectiva justificación técnica, la cual será analizada por la Aresep.
Contratos a terceros. Se incorpora una vez que se justifique y
demuestre la razonabilidad del monto indicado en el contrato, y se valoran los
pagos establecidos con base en criterios técnicos y las fórmulas de ajuste. En
estos casos, se revisa el contrato aportado, su vigencia, la forma de las
actualizaciones y los montos. De lo contrario, se mantiene el mismo valor del
año base utilizado en la estimación tarifaria.
Gastos administrativos: La empresa debe de aportar la propuesta
debidamente justificada que contenga los diferentes conductores para la
distribución del gasto, de lo contrario Aresep
definirá la forma general de distribuir los costos para el análisis tarifario
respectivo.
La empresa establecerá previamente una metodología justificada de
distribución del gasto, en la cual utilizará distintos conductores según la
naturaleza de la partida, entre ellos:
1. Ingresos
2. Cantidad de funcionarios
3. Metros de área utilizados
4. Salario de la mano de obra
5. Demanda de servicios
6. Nivel económico de adquisición de bienes y servicios
7. Otros
Cualquier otro conductor de distribución de gasto que empleen los operadores
deberá ser justificado mediante un estudio técnico y avalado por la Aresep.
Gasto por seguros (SG): Las empresas deben adjuntar el detalle de activos
asegurados, con las características de las pólizas. Las primas que se pagan por
los seguros se proyectan según el promedio histórico de los 2 años calendario
anterior a la presentación del estudio.
Cualquier ajuste debe ser justificado técnicamente; y las obras que se
pretenden asegurar deben estar contempladas en el Plan de Inversiones
respectivo. En caso de existir obras nuevas, y reconociendo que el valor de las
primas depende de las tarifas del ente asegurador, se proyecta mediante la
razón entre el promedio de la prima obtenida de los últimos 2 años y el
promedio del valor asegurado para el período de tiempo de referencia, tomando
en cuenta las nuevas obras que técnicamente se justifiquen.
Gasto por depreciación (D): Se debe utilizar el método de depreciación
lineal, ya que éste supone que el activo sufre un desgaste constante con el
paso del tiempo, para lo cual, se considera el valor del activo y su valor
residual; la base depreciable del activo se distribuye a lo largo de su vida
útil, dicha proporción corresponde al gasto de depreciación en un período dado.
La Aresep utiliza tablas de depreciación previamente
aprobadas, las cuales deberán estar disponibles para los entes regulados. Para
los activos que no se encuentran en las tablas de Aresep
se utilizan las tablas del Ministerio de Hacienda disponibles en el
"Reglamento a la Ley de Impuesto sobre la Renta" (Decreto N° 18455-H)
y en última instancia se utilizan las indicaciones del fabricante. De la
información aportada, debe ser posible identificar la depreciación por tipo de
activo.
Gastos por partidas amortizables (Pa): La empresa deberá de
aportar la vida útil, el monto indicado y la fecha de adquisición del activo,
así como, la justificación técnica de su comportamiento y su relación con el
servicio que se está regulando. En el caso que no se adjunte dicha información,
se utilizará una vida útil de 3 años, siempre y cuando sea untiempo
razonable para el activo que se analiza.
Gastos por pérdidas de retiros de activos (GPer). Este gasto se
obtiene de la base tarifaria y corresponde a: los retiros al costo más los
retiros revaluados, deduciendo la depreciación de los retiros al costo y la
depreciación de los retiros revaluados. Esto según loindicado
en el apartado 5 de la sección VII.
Gasto por Arrendamientos (A𝑹). Se establecen según los contratos vigentes y que
entrarán en funcionamiento durante el período de análisis. El monto se obtiene
de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
AR = Monto por concepto de arrendamientos.
CU,i = Cuota. Se refiere
a la cuota de arrendamiento mensual por plantas.
$ = Expresa cifras indicadas en dólares.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado. Estimaciones de la IE
correspondientes al periodo t+1.
pl = Planta.
i = Índice de mes.
n = Cantidad de meses
g = Cantidad de plantas.
Lubricantes (Lub). El gasto en
lubricantes se obtiene como el producto de los litros estimados de consumo en
lubricantes requeridos por planta por el precio promedio mensual en colones por
litro de lubricantes. El gasto total en este rubro, para el año de proyección
corresponde a la sumatoria del gasto de todas las plantas térmicas.
Donde:
t+1 = Período para el cual estará vigente la tarifa.
Lub = Gasto en lubricantes.
𝐿𝐿𝑡𝑠𝑡+1,𝑖,𝑝𝑙= Litros de
lubricante mensual estimados para el período t+1 por planta (ver fórmula
21.1).
𝑃𝐿𝑢𝑏𝑡+1 = Precio promedio
estimado de los lubricantes para el período t+1.
i = Mes respectivo.
pl = Planta térmica de generación.
n = Cantidad de meses
te = Cantidad de plantas térmicas.
Para las plantas térmicas que utilizan lubricantes y, considerando la
distribución por planta en unidades físicas obtenida mediante la aplicación de
la metodología de costo variable por combustible (CVC), se procede a realizar
la estimación de la cantidad de litros de lubricantes requeridos para el
período en que entrará a regir la tarifa. La cantidad de litros se obtiene como
las unidades físicas (kWh) asignadas a cada planta
que utiliza lubricantes entre el rendimiento de esa planta.
Donde:
t+1 = Período para el cual estará vigente la tarifa.
𝐿𝐿𝑡𝑠𝑡+1,𝑖,𝑝= Litros de
lubricantes estimados por planta, por mes.
𝐾𝑊ℎ𝑡+1,𝑖,𝑝= Cantidad de
kilowatt-hora estimados por planta por mes.
𝑅𝑒𝑛𝑑𝐿𝑝𝑙 = Rendimiento de
los lubricantes por planta en (kWh/litro) (ver
fórmula 21.2)
i = Índice de mes.
pl = Planta térmica.
El rendimiento de las plantas térmicas por consumo de lubricantes que se
utiliza se obtiene como el cociente de los kilovatios hora real generados y los
litros de lubricantes utilizados para esa generación (kWh/litros)
por planta para un período de 12 meses reales disponibles al momento que se
realiza el estudio de fijación tarifaria.
Donde:
𝑅𝑒𝑛𝑑𝐿𝑝𝑙 = Rendimiento en (kWh/litro).
𝑘𝑊ℎ𝑖,𝑝𝑙 = Cantidad de kilowatt-hora reales generados.
𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐿𝑙𝑡𝑠𝑖,𝑝𝑙= Cantidad total de
litros consumidos de lubricantes.
pl = Planta térmica.
i = Índice de mes.
g = Cantidad de plantas.
El precio de los lubricantes utilizado corresponde al precio estimado
como una media aritmética simple por litro pagado por el ICE, es decir, es el
cociente del gasto real total en lubricantes en colones por mes y el consumo
total de lubricantes por mes en litros, se considera la información mensual
para los últimos 12 meses disponibles al momento de realizar el estudio de
fijación tarifaria.
Donde:
t+1 = Periodo para el cual estará vigente la tarifa.
𝑃𝐿𝑡+1 = Precio promedio
estimado de los lubricantes.
𝐺𝐶𝑖 = Gasto por
combustible para el mes i.
𝐶𝐶𝑖 = Consumo de
combustible en litros para el mes i.
i = Índice de mes.
IPC = Nivel de inflación esperada, medida mediante el índice de precios al
consumidor, para el período en que estará vigente la tarifa. Se considera la
expectativa de inflación publicada por el Banco Central de Costa Rica.
n = Cantidad de meses
Compras a generadores privados (CGP). Las unidades
físicas (kWh) estimadas por planta y por mes se
multiplican por las tarifas en colones correspondientes según las
características de la planta y la fuente, para los meses de proyección. El
gasto total es la sumatoria de losmontos por compra
de cada una de las plantas. El monto por compras a generadoresprivados
se determina de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Periodo para el cual estará vigente la tarifa.
𝐶𝐺𝑃 = Compras a
generadores privados estimada para t+1.
𝑇𝐺𝑃 𝑓𝑢,𝑐𝑎𝑟 = Tarifas vigentes o
contratadas al momento de realizar la fijación tarifaria, por fuente, de
acuerdo a sus características (nueva o existente), según la aplicación de las
metodologías para generadores privados aprobadas por
ARESEP y publicadas en La Gaceta.
𝐶𝐺𝑃𝐸𝑡+1,𝑖,𝑓𝑢 = Cantidad de
energía en kWh por concepto de compras de energía a generadores
privados mensual por planta de generación. Se calcula como se indica más
abajo.
Tct+1 = Tipo de Cambio de Venta (CRC/USD) correspondiente al mes de diciembre,
del período t+1, según las estimaciones realizadas por la IE.
i = Índice de mes.
fu = Tipo de fuente.
car = Característica (planta nueva o existente).
y = Cantidad de fuentes de generación.
ne = Cantidad de características.
La cantidad estimada de energía en kWh por concepto
de compras de energía a generadores privados es proyectada por planta de forma
mensual y se proyecta mediante técnicas estadísticas o econométricas o algún
software especializado. Las estimaciones se basan en datos históricos mensuales
de la generación producida, por planta y mes en los últimos 10 años o la serie
histórica para la que se encuentren datos disponibles. Se proyecta un período
de tiempo igual al que estará vigente el ajuste tarifario. Para las plantas
nuevas o con menos de 12 meses de entrada en operación se establece la
proyección considerando las estimaciones presentadas por la empresa y
justificadas mediante estudio técnico, las cuales serán valoradas por la Aresep.
Debe realizarse un análisis estructural de los datos para determinar el
período definitivo a utilizar. Para las estimaciones se utiliza el programa
estadístico Forecast Pro o cualquier otro software
estadístico especializado en el análisis y proyección de series de tiempo. Las
proyecciones resultantes deben justificarse y cumplir con los criterios
estadísticos y econométricos que se establecen con base en la ciencia, técnica
y lógica; tal y como lo establece la Ley General de la Administración Pública.
Estas estimaciones pueden ser ajustadas por
factores técnicos debidamente justificados.
En los casos para los cuales encuentre establecida una banda de precios,
se solicitará a la empresa generadora la información específica de la tarifa
ofertada/acordada entre las partes para la planta.
Importaciones (M): Para obtener la cantidad de unidades físicas que se
estima va a importar Costa Rica del Mercado Eléctrico Regional, es necesario en
primera instancia realizar un análisis de los contratos realizados para el
período que estará vigente la tarifas por el ente autorizado para este fin,
para tener certeza de los compromisos previos adquiridos. Por otra parte, la
estimación de unidades físicas se realiza utilizando como base la información
real (mercado de contratos y mercado de oportunidad) y ajustando ésta con un
porcentaje de crecimiento esperado, siempre y cuando la información resultante
sea consistente con los contratos previamente realizados y el balance de
energía calculado por la Intendencia.
El precio (USD/kWh) que será utilizado para
valorar estas unidades físicas se obtiene con base al costo por kWh importado del último año real sin incluir los costos
por transmisión, convertidos al tipo de cambio de Venta mensual del año para el
cual se está realizando la fijación tarifaria, según las estimaciones de la IE.
Además del costo por la energía comprada en el extranjero, se tiene el
costo por el transporte de éste. El cual debe ser considerado en el sistema de
generación puesto que es lo que cuesta tener una unidad física generada en el
territorio nacional. Este costo se calcula como el producto de las unidades
físicas (kWh) por el precio de transmisión; el precio
de transmisión se calcula como el costo por kWh por
concepto de transmisión del último año real obtenido de los registros de los
pagos por transmisión publicados mensualmente en el Documento de Transacciones
Económicas Regionales DTER por el EOR y convertidos al tipo de cambio promedio
estimado del período en que estará vigente la tarifa, según las estimaciones de
la IE.
4. RÉDITO PARA EL DESARROLLO
La base tarifaria está compuesta por el activo fijo neto en operación
revaluado promedio y el capital de trabajo de la empresa. Sobre la base
tarifaria se reconoce el rédito al desarrollo, con el objetivo de incentivar la
reinversión de recursos y garantizar el suministro futuro del servicio
eléctrico en calidad y cantidad óptima mediante la inversión en el servicio
regulado.
El rédito para el desarrollo se obtiene mediante la aplicación de dos
modelos:
Costo Promedio Ponderado del Capital (Weigh Average Cost of Capital, WACC por
sus siglas en inglés)
Modelo de Valoración de Activos de Capital (Capital Asset
Pricing Model, CAPM por sus
siglas en inglés)
4.1. Costo promedio del Capital:
El cálculo de la tasa de rédito para el desarrollo mediante el método
del costo promedio ponderado del capital se realiza mediante la aplicación de
la fórmula:
Donde:
Rk = Tasa de rédito para el desarrollo.
rd = Costo del endeudamiento: valor de las
obligaciones con costo financiero. Se obtiene del promedio ponderado de la tasa
de interés de los pasivos con costo de la empresa con corte al último período
contable del que se disponga información con el correspondiente detalle.
𝑘𝑒 = Costo del capital
propio (ver fórmula 24).
𝑡𝑖 = Tasa impositiva.
Se supone igual a cero (0), según acuerdo 15-149-99 de la Junta Directiva de la
Autoridad Reguladora (acta de la Sesión 149-99 del 19 de agosto de 1999) o lo
que en su momento disponga la Junta Directiva.
VD = Valor de la deuda. Se considera únicamente las obligaciones con costo
financiero del sistema de generación. Se obtiene del último estado financiero
auditado disponible.
VCP = Valor del capital propio o patrimonio. Es el valor del patrimonio del
sistema de generación del último estado financiero auditado.
A = Definido como la sumatoria de la deuda más el patrimonio (VD+VCP),
según
el último estado financiero auditado.
4.1.1 Modelo de Valoración de Activos de Capital (modelo CAPM)
El método CAPM estima el costo del capital propio (ke) se basa en considerar que los cambios en el retorno
de un activo, están relacionados con el riesgo asociado a éste y puede ser
separado en dos grandes componentes: el riesgo relacionado con el mercado en su
conjunto (riesgo sistémico) y el derivado de las inversiones específicas
(riesgo específico).
El CAPM determina el costo del capital propio promedio para cada
industria. Se empleará para el cálculo del CAPM la información publicada por el
Dr. Aswath Damodaran, de la
Universidad de New York, en la dirección de Internet
http://www.stern.nyu.edu/~adamodar. El CAPM se mediante el siguiente
procedimiento:
Donde:
ke = Rentabilidad sobre los aportes de capital
propio (Costo de capital propio).
Kl = Tasa libre de riesgo, la cual corresponde a una alternativa de
inversión que no tiene riesgo para el inversionista.
βa = Beta apalancada de
la inversión. Es la co-varianza de la rentabilidad de
un activo determinado y la rentabilidad del mercado. Se denomina
"apalancada" ya que se ha ajustado para considerar que parte de la
inversión se financia con deuda. En su cálculo se utiliza el
beta desapalancado (βd).
PR = Prima por riesgo. Se define como la diferencia entre la tasa libre de
riesgo y la tasa de rendimiento del mercado.
El beta apalancado se denomina
"apalancada" cuando parte de la inversión se financia con deuda y se
obtiene de la siguiente fórmula:
Donde:
βa = Beta apalancada.
βd = Beta desapalancada.
VD/VCP = Relación entre deuda y capital propio (estimada por medio del
apalancamiento financiero)
ti = Tasa impositiva. Es la tasa de impuesto sobre la renta.
Los parámetros que se requiere calcular para estimar la rentabilidad
sobre aportes al capital son los siguientes: tasa libre de riesgo, prima por
riesgo, beta desapalancada y apalancada, relación
entre deuda y capital propio, y tasa de impuesto sobre la renta. La fuente de
cada uno de ellos es la siguiente:
Tasa libre de riesgo (KL): Es la tasa nominal (TCMNOM) de los
Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de América (USA). Se utilizará la tasa
con el mismo período de maduración al que se calcula la prima por riesgo, la
cual está disponible en la página de internet de la Reserva Federal de los
Estados Unidos, en la dirección de internet:
http://www.federalreserve.gov/datadownload/Build.aspx?rel=H15.
Beta desapalancada (βd): se utilizan los valores del
beta desapalancado del sector denominado
"Utility (General)". Esta
variable se empleará para el cálculo del beta
apalancado de la inversión.
Prima por riesgo (PR): Se empleará la variable denominada "Implied Premium (FCFE)". Losvalores para las variables indicadas en la fórmula 30,
con excepción de la tasa libre de riesgo seobtendrán
de la información publicada por el Dr. Aswath Damodaran, en la dirección de
Internethttp://www.stern.nyu.edu/~adamodar.
Estas variables serán utilizadas de manera consistente, en cuanto a
extensión de la serie histórica (5 años), la frecuencia de las observaciones
(una observación por año, correspondiente al promedio anual publicado) y el
cálculo del promedio (promedio aritmético simple de las 5 observaciones
correspondientes a los 5 años más recientes para los que se disponga de
información). En el caso de que, para alguna(s) de las variables citadas, no
sea posible para ARESEP contar con una serie histórica reciente que complete 5
observaciones anuales, se utilizará la serie histórica menor a 5 añospero que sea igual para todas las variables.
Relación entre deuda y capital propio (VD/VCP): Se estima con la
fórmula VD/VCP = Y/(1-Y), donde Y es el apalancamiento financiero. Para
este cálculo se utilizará los datos incluidos en la fórmula 23.
Tasa de impuesto sobre la renta: Es la tasa impositiva para personas
jurídicas con fines delucro,correspondiente
al último tracto de impuestos sobre la renta -la tasa marginal mayorestablecida y actualizada vía decreto por el
Ministerio de Hacienda.
a-) Ajuste de la tasa de rédito para el desarrollo en casos para los
cuáles la solicitud tarifaria es menor a un año
Cuando se realiza y analiza un estudio de fijación tarifaria para un
período de tiempo menor a un año, la rentabilidad se ajustará de la siguiente
manera:
En donde:
𝑅𝑘𝑟 = Tasa de rédito al
desarrollo a reconocer para el nuevo ajuste tarifario.
𝑅𝑘;𝑣 = Tasa de rédito al desarrollo con tarifas vigentes.
𝑅𝑘;𝑒 = Tasa de rédito al desarrollo estimada, obtenida de acuerdo a lo
establecido
en el apartado 4 de la sección VII.
nm = Número de meses en que las nuevas tarifas
estarán vigentes.
5. BASE TARIFARIA
La base tarifaria se calcula como sigue:
Donde:
BT = Base tarifaria.
AFNORP = Activo fijo neto en operación revaluado promedio (ver fórmula 27).
CT = Capital de trabajo (ver fórmula 37).
5.1 Activo fijo neto en operación revaluado promedio
El activo fijo neto en operación revaluado promedio, se obtiene como una
media aritmética simple del
a-) activo fijo neto en operación revaluado según el último estado
auditado o el disponible, o calculado mediante este último cuando el período de
fijación es posterior al año en que se analiza la misma y;
b-) el activo fijo neto en operación revaluado estimado al mes de
diciembre del período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último EstadoFinanciero auditado o disponible para el
servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo
final) o lo que disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFNORt = Activo fijo neto en operación revaluado al
inicio del periodo t (ver fórmula 28).
AFNORt+1 = Activo fijo neto en operación revaluado estimado para el período
t+1 (verFórmula 29).
La empresa tiene la obligación de valuar sus activos tal como lo
establece la normativa vigente (NIIF), considerando el valor razonable de
estos. En los casos que la aplicación de las fórmulas del apartado 5.1.1 y
5.1.2 del Activo fijo neto en operación revaluado, muestre saldos que superan
de forma significativa el valor razonable del activo, se debe de revelar
adecuadamente en los estados financieros e informar a la Intendencia de
Energía, así como, proceder a realizar el ajuste en libros que corresponda para
corregir las desviaciones que surjan entre el valor revaluado y el valor
razonable.
Esta fórmula se utiliza para determinar la base tarifaria en las
solicitudes de ajuste tarifario que se presentan a la Intendencia de Energía,
las formas de cálculo de sus variables podrían modificarse cuando entre en
vigencia la contabilidad regulatoria.
5.1.1 Activo fijo neto en operación revaluado (AFNORt)
El activo fijo neto en operación reevaluado se calcula de la siguiente
forma:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
AFNORt = Activo fijo neto en operación revaluado
del período t.
AFCt = Total de activos fijos al costo del
servicio de generación eléctrica para el período t.
AFRt = Total de activos fijos revaluados del
servicio de generación eléctrica para el período t.
DCt = Depreciación del activo al costo para el
período t.
DRt = Depreciación acumulada de los activos
revaluados para el período t.
5.1.2 Activo fijo neto en operación revaluado al mes de diciembre del
período en el que estará vigente el ajuste tarifario (𝐴𝐹𝑁𝑂𝑅𝑡+1).
Para el cálculo del activo fijo neto en operación revaluado al mes de
diciembre del período en el que estará vigente el ajuste tarifario, se procede
de la siguiente manera:
Donde:
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que
disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFNORt+1 = Activo fijo neto en operación revaluado del período t+1.
AFCt+1 = Total de activos fijos al costo del servicio de generación
eléctrica para el período t+1 (ver fórmula 29.1).
AFRt+1 = Total de activos fijos revaluados para el período t+1 (ver
fórmula 29.2)
DCt+1 = Depreciación del activo al costo para el período t+1 (ver
fórmula 33)
DRt+1 = Depreciación acumulada de los activos revaluados para el período t+1
(ver fórmula 36).
El activo fijo al costo se calcula de la siguiente manera:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último EstadoFinanciero auditado o disponible para el
servicio regulado (El valor disponibleal 31 de
diciembre utilizado como saldo final) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
AFCt+1 = Activo fijo al costo al mes de diciembre del período t+1.
AFCt = Activo fijo al costo al inicio del periodo t.
AD = Adiciones de activos, son incorporadas según el nivel de ejecución
histórico del plan de inversiones respectivo.
RActo = Retiro de activos al costo (ver apartado
5.3 referente a los criterios para elretiro de
activos).
TActo = Traslado de activos al costo.
cto = Al costo
El activo fijo revaluado se calcula de la siguiente manera:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que
disponga la Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
AFRt+1 = Activo fijo revaluado para el período t+1.
AFRt = Activo fijo revaluado al inicio del periodo
t.
RAr = Retiros de activos revaluado.
Rev = Revaluación de activos del período que
estará vigente la tarifa (ver fórmula
29.3).
TAr = Traslado de activos revaluados.
r = Revaluado
Revaluación de activos:
El procedimiento seguido para la revaluación de activos es el siguiente:
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible para
el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
IR = Índice de revaluación. Se refiere al índice de revaluación de activos
local, externo o compuesto según corresponda.
AFCt = Activo fijo al costo, saldo inicial para el
período t.
AFRt = Activo fijo revaluado, saldo inicial para
el período t.
RActo = Retiro de activos al costo.
RAr = Retiros de activos revaluado.
TActo = Traslado de activos al costo.
TAr = Traslado de activos revaluados.
cto = Al costo.
r = Revaluado.
La revaluación de activos se calcula aplicando el índice de
revaluación a los activos fijos según su origen nacional, extranjero o
compuesto. Para cada caso se calcula un índice específico, cuyas fórmulas son
las siguientes:
Índice de revaluación componente local:
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IRL = Índice de revaluación de activos local.
IPCRt = Índice de precios de Costa Rica
representativo del activo al mes de diciembre del período t.
IPCRt+1 = Índice de precios de Costa Rica representativo del activo al mes de
diciembre del período t+1.
L = Local.
= Porcentaje de
componente del gasto local.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
se considerará la expectativa de inflación publicada por el Banco Central de
Costa Rica en su Programa Macroeconómico (más actualizado). Mientras que la
información real del índice se obtiene del Instituto Nacional de Estadística y
Censos (INEC). Para la proyección se utiliza la variación interanual del índice
al último mes disponible de información.
Índice de revaluación para activos de origen externo
Donde:
t = Período base de análisis considerado en el estudio de fijación
tarifaria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario.
IRE = Índice de revaluación de activos externo.
IPUSAt = Índice de precios de Estados Unidos
representativo del activo al mes de diciembre del período t.
IPUSAt+1 = Índice de precios de Estados Unidos representativo del activo al
mes de diciembre del período t+1.
Tcvet+1 = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) estimado. Estimaciones de la IE
correspondiente a diciembre del periodo t+1.
Tcvt = Tipo de cambio de Venta (CRC/USD) establecido
por el Banco Central de Costa Rica (BCCR). Calculado como la media aritmética
diaria de los meses disponibles al año anterior para el cual se está realizando
la fijación tarifaria.
= Porcentaje de
componente del gasto externo.
E = Externo.
En los casos en los cuales se utiliza el Índice de Precios al Consumidor
de Estados Unidos o el Índice de Precios al Productor de Estados Unidos se
utiliza como fuente para la información real el Bureau of Labor Statistics de USA. Para la proyección se utilizará la
variación interanual del índice al último mes disponible de información o las
estimaciones de la IE si se tienen.
Índice compuesto de revaluación para activos:
Donde:
IR = Índice de revaluación compuesto.
IRL = Índice de revaluación de activos local.
IRE = Índice de revaluación de activos externo.
L = Local.
E = Externo.
com = Compuesto.
Depreciación al costo
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con laContabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último EstadoFinanciero auditado o disponible para el
servicio regulado (El valor disponibleal 31 de
diciembre utilizado como saldo final) o lo que disponga laIntendencia
con la Contabilidad Regulatoria.
DCt+1 = Depreciación al costo, al mes de diciembre del período t+1.
DCt = Depreciación al costo para el período t.
RDc = Retiro de activos depreciados al costo.
Dep = Depreciación. (ver fórmula 34)
TDcto = Traslados depreciados al costo.
cto = Al costo
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
Dep = Depreciación.
TDA = Tasa de depreciación del activo. (ver fórmula 35)
AFCt = Activo fijo al costo para el período t.
AD = Adiciones de activos, son incorporadas según el nivel de ejecución
histórico. del plan de inversiones respectivo.
RActo = Retiro de activos al costo.
TActo = Traslado de activos al costo.
cto = Al costo
Tanto las adiciones de activos como los retiros se ponderan por 0,5 dado
que se desconoce en qué momento del año se realizarán.
La tasa de depreciación de cada activo se calcula de la siguiente forma:
Donde:
TDA = Tasa de depreciación del activo
VAR = Valor de rescate
VU = Vida útil
Depreciación acumulada revaluada
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible para
el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
t+1 = Período en el que estará vigente el ajuste tarifario. Obtenido del
último Estado Financiero auditado o disponible para el servicio regulado (El
valor disponible al 31 de diciembre utilizado como saldo final) o lo que
disponga la
Intendencia con la Contabilidad Regulatoria.
DRt+1 = Depreciación acumulada revaluada para el período t+1.
DRt = Depreciación revaluada para el período t.
RAdr = Retiro de activos depreciados revaluados.
Depr = Depreciación revaluada (ver fórmula 37).
Revdr = Revaluación de la depreciación revaluada.
TAdr = Traslado de activos depreciados revaluados.
r = Revaluado.
Cálculo de la depreciación revaluada
Donde:
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible
para el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
TDac = Tasa de depreciación.
AFRt = Activo fijo revaluado para el período
RAr = Retiros de activos revaluado.
TAr = Traslado de activos revaluados.
r = Revaluado.
Los retiros se ponderan por 0,5 dado que se desconoce en qué momento del
año se realizarán éstas.
Cálculo de la revaluación de la depreciación revaluada
t = Período de tiempo del último Estado Financiero auditado o disponible para
el servicio regulado (El valor disponible al 31 de diciembre anterior al
estudio y utilizado como saldo inicial) o lo que disponga la Intendencia con la
Contabilidad Regulatoria.
𝑅𝑒𝑣𝑑𝑟 = = Revaluación de
la depreciación revaluada.
IR = Índice de revaluación de activos local, externo o compuesto según
corresponda.
DCt = Depreciación al costo, al mes de diciembre
según el último estado auditado o el disponible o calculado mediante este
último cuando el período de fijación es posterior al año en que se analiza la
misma.
DRt = Depreciación revaluada para el período t.
RDcto = Retiro de activos depreciados al costo.
RAdr = Retiro de activos depreciados revaluados.
TDcto = Traslados depreciados al costo.
TAdr = Traslado de activos depreciados revaluados.
cto = Al costo
Para todos los cálculos que se realizan para obtener el activo fijo neto
en operación revaluado al mes de diciembre del período en el que estará vigente
el ajuste tarifario (𝐴𝐹𝑁𝑂𝑅𝑡+1). Se analiza y
considera:
El Plan de Inversiones vigente.
La capacidad de ejecución del Plan de Inversiones histórica de la
Institución.
El financiamiento aprobado para las inversiones y adiciones programadas
en el Plan de Inversión, así como, los requisitos legales, refrendos, permisos
municipales, uso de tierra, etcétera.
Los activos deben responder a dos criterios: útiles para la
prestación del servicio y efectivamente se utilicen en la misma (utilizable).
5.2. Capital de trabajo
El capital de trabajo se estima como el período medio de cobro
multiplicado por el efectivo requerido de operación por día (gastos de
operación, mantenimiento y administración menos las depreciaciones, las
partidas amortizables, los gastos por pérdidas de retiros de activos, todo eso
dividido entre 360), de la siguiente manera:
Donde:
CT = Capital de trabajo.
CxC = Promedio de las cuentas por cobrar de los
últimos 3 períodos anuales auditados de los estados financieros.
𝐼𝑣 = Ingresos por
ventas de energía y potencia a usuarios. (ver formula 11)
COMA = Costos de operación, mantenimiento y administración (ver fórmula 18)
D = Gasto por depreciación de activos.
Pa = Gastos por partidas amortizables.
GPer = Gastos por pérdidas de retiros de activos.
El período medio de cobro es el resultado del cociente entre las cuentas
por cobrar y los ingresos por venta, el número de días a utilizar no debe ser
superior al promedio de la industria. En aquellas empresas que dispongan de un
número de días menor al promedio, este será utilizado.
5.3 Inversiones
El Plan de Inversiones debe ser presentado según el formato de
clasificación de activos establecido por la Intendencia de Energía y
clasificadas en micro y macro inversiones y las sub-clasificaciones
correspondientes. Adicionalmente, se debe justificar la concordancia del Plan
de Inversiones con el Plan
Nacional de Desarrollo y de Inversión
Pública (PNDIP)(*) y el Plan Nacional
de Energía (PNE), cuando corresponda.
(*)(Nota de Sinalevi: Así
modificada su denominación por el inciso a) del artículo 43 del Reglamento para la Implementación de la Ley
N°10441 del 13 de marzo del 2024 y el Funcionamiento del Sistema Nacional de
Inversión Pública, aprobado mediante decreto
ejecutivo N° 45163 del 8 de agosto del 2025. Anteriormente se indicaba "Plan Nacional de Desarrollo (PND)")
Se analiza que las inversiones solicitadas tengan una justificación
técnica y financiera razonable y que éstas tengan un impacto positivo en la
calidad y continuidad del servicio.
También se analiza la razonabilidad de los precios de cada una de las
obras incluidas.
Los montos de inversión avalados por Aresep
serán los montos de adición de activos utilizados para calcular el activo fijo
neto. Se podrá adicionar la totalidad de los activos reconocidos en las
inversiones en cada año, si el promedio del porcentaje de ejecución es un 100%.
5.3.1 Determinación de las adiciones.
La cantidad de adiciones se calcula como la proporción del porcentaje de
ejecución de las inversiones reconocidas por la Aresep:
Determinación del Porcentaje de ejecución
1. En cada estudio tarifario, las empresas deben reportar la cantidad de
obras que construyó o bien la cantidad de equipos que instaló durante el año.
2. Se determina el porcentaje de ejecución anual de inversiones, como el
cociente entre las obras construidas o equipos instalados por la empresa, y la
cantidad de obras o de equipos reconocidos por la Intendencia para ese año.
3. Se calcula el porcentaje de ejecución anual para los últimos cinco
años anteriores al año en consideración en el estudio tarifario vigente y se
calcula el promedio simple de los porcentajes de ejecución de esos últimos
cinco años.
4. El porcentaje de ejecución promedio tiene un tope de un 100%.
5. El valor del porcentaje promedio de los cinco años anteriores es el
porcentaje de ejecución a utilizar. Éste se aplica a la cantidad de obras o de
equipos reconocidos, previa deducción de las cantidades por no tener una
justificación técnica razonable.
6. No se consideran obras o equipos instalados que no hayan sido
previamente reconocidos por la Intendencia, salvo justificación técnica
debidamente sustentada.
Para el análisis de adiciones Aresep deberá
realizar visitas de campo a los diferentes proyectos, con el propósito de
verificar montos, ejecución y año de aprobación.
A las adiciones reconocidas se le aplica una actualización por índices
según el procedimiento establecido en la sección 3.1.1. Esto se utiliza cuando
los precios de las unidades constructivas están referenciados a un año distinto
al que se analiza la solicitud tarifaria. Solo se capitalizara
los costos que formen parte de la adición como tal y que estén previamente
justificados y aprobados por la Intendencia de Energía.
Se deberá justificar y separar en los registros que proporción de las
adiciones corresponden a reposición de activos que se retirarán y que
proporción corresponde a expansión del servicio.
5.3.2 Determinación de los retiros
Los retiros de activos que se registren deben coincidir en monto y
justificación con los incluidos en el apartado 3 de la sección VII, fórmula 18.
Para el caso particular de retiro de activos se consideran los
siguientes criterios:
Las empresas están
en la obligación de depurar la base tarifaria, para ello deben presentar en
cada estudio tarifario el detalle de activos retirados del sistema eléctrico,
clasificados por remplazo, deterioro, obsolescencia, traslados u otros.
En el caso que exista una prevención o disposición que instruya la
presentación de los retiros de activos e información relacionada a esta y la
empresa no cumple las mismas, la IE tiene la potestad de no aceptar los saldos
de los activos, dado que el regulado omite este dato considerado relevante en
el cálculo de la base tarifaria.
Cuando no media prevención o disposición en relación al tema, existe el
criterio de aplicar un porcentaje similar a la depreciación para cada grupo de
activos, por concepto de retiro de activos, tanto en los valores al costo como
revaluado.
Se requiere información y justificación sobre la pérdida o ganancia
contable que estos retiros originan a la empresa, para ser compensados en las
tarifas en la partida de gasto por concepto de "perdida por retiro de
activos". Este gasto debe ser congruente con los saldos que reflejan los
activos retirados del sistema eléctrico y la transacción que dio origen a su
retiro.
Los retiros se deben presentar para cada grupo de activos, en el período
que se retiró o se prevé retirar, indicando los valores del activo al costo,
revaluado y sus respectivas depreciaciones (al costo y revaluado), así mismo,
indicar si el retiro originó una pérdida o ganancia contable en el retiro del
mismo y su ubicación física (identificación del activo anterior al retiro y
justificaciones y comprobantes del retiro o desecho correspondiente, para dar
trazabilidad de los activos). Con la finalidad de que la Aresep
pueda realizar en cualquier momento la supervisión y control necesarios sobre
esos activos y en caso de no responder a la realidad el operador será
sancionado tanto a nivel del efecto en la base tarifaria como en la multa
correspondiente por el incumplimiento dado según lo establecido en la Ley 7593
en su artículo 38.
5.4 Criterios para la clasificación de activos del sistema de generación
eléctrica.
Para efectos de uniformidad en el manejo ingenieril y contable, se
considerará los criterios establecidos mediante Resolución emitida por la Aresep en relación a la clasificación, categorías y formato
de presentación de los activos.
6. ACTUALIZACIÓN DEL CANON DE REGULACIÓN POR VÍA EXTRAORDINARIA (Creg)
La variable Creg se refiere al canon de
regulación y calidad vigente para la actividad de generación de energía eléctrica
en operadores públicos y cooperativas de electrificación rural, el cual es
aprobado por la Contraloría General de la República.
El canon de regulación deberá ajustarse extraordinariamente cuando esta
variable cambie. Con ello, se busca dar cumplimiento a lo establecido por la
Contraloría General de la República mediante los oficios 1463 de fecha 12 de
febrero del año 2010 y DFOE-ED-0996 de 15 de diciembre de 2010. En este último
oficio se indica lo siguiente:
"es el criterio actual
de esta Contraloría General, que corresponde a esa Autoridad Reguladora realizar los
cálculos pertinentes para ajustar las tarifas de los servicios públicos,
ajustándose a lo establecido en el
artículo 30 de la Ley Reguladora de los Servicios Públicos N°7593, en cuanto establece que las fijaciones de tarifas de
carácter ordinario, al contemplar variaciones de los factores de costo e
inversión, deben ser realizadas de oficio por la propia Autoridad Reguladora.
Para cumplir con lo antes indicado, esa Autoridad Reguladora deberá
documentar,
formalizar e implementar las metodologías necesarias, cuya aplicación será
objeto de fiscalización por parte de este órgano contralor, a partir del cobro
que hará la ARESEP del canon de regulación
correspondiente al periodo 2012".
Lo anterior significa, que a partir del año
indicado, una vez aprobado el canon de regulación por parte de la Contraloría,
de oficio se deben ajustar los precios y tarifas de los servicios públicos de
carácter ordinario. Por tanto, para la presente metodología, el canon se
actualizará vía extraordinaria cada vez que la Contraloría General de la
República apruebe el monto del mismo y éste sea publicado en el diario oficial
La Gaceta, de tal manera que se incluirá en la última fijación ordinaria
vigente. Este
gasto es el único que se actualiza de los
estados de resultado vigentes y con ello se obtiene un nuevo resultado.
7. OTRAS CONSIDERACIONES
Toda la información requerida para aplicar la presente metodología será
solicitada a las empresas mediante resolución motivada de la Intendencia de
Energía."
II- Tener como respuesta a los opositores que participaron en la audiencia
pública realizada el 12 de mayo del 2015, lo señalado en el oficio
102-CDR-2015, emitido por la Dirección General del Centro de Desarrollo de la Regulación,
y agradecer la valiosa participación de todos en este proceso.
III- Instruir a la Dirección General del Centro de Desarrollo de la
Regulación notificar el oficio 102-CDR-2015,donde
constan las respuestas a las oposiciones presentadas en la audiencia pública.
.
En cumplimiento de lo que ordena el artículo 245 de la Ley General de la
Administración Pública, contra la presente resolución cabe el recurso ordinario
de reposición o reconsideración, el cual deberá interponerse en el plazo de
tres días contados a partir del día siguiente a la notificación, y el recurso
extraordinario de revisión, el cual deberá interponerse dentro de los plazos
señalados en el artículo 354 de la citada ley. Ambos recursos deberán
interponerse ante la Junta Directiva de la Autoridad Reguladora de los
Servicios Públicos, a quien corresponde resolverlos.
Rige a partir de su publicación en el diario oficial La Gaceta.
PUBLÍQUESE Y NOTIFÍQUESE.